RU2643735C1 - Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины - Google Patents

Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2643735C1
RU2643735C1 RU2016127577A RU2016127577A RU2643735C1 RU 2643735 C1 RU2643735 C1 RU 2643735C1 RU 2016127577 A RU2016127577 A RU 2016127577A RU 2016127577 A RU2016127577 A RU 2016127577A RU 2643735 C1 RU2643735 C1 RU 2643735C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
steel pipe
less
steel
content
oil well
Prior art date
Application number
RU2016127577A
Other languages
English (en)
Inventor
Ацуси Сома
Юдзи АРАИ
Original Assignee
Ниппон Стил Энд Сумитомо Метал Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ниппон Стил Энд Сумитомо Метал Корпорейшн filed Critical Ниппон Стил Энд Сумитомо Метал Корпорейшн
Application granted granted Critical
Publication of RU2643735C1 publication Critical patent/RU2643735C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/18—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium
    • C22C38/32—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with boron
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D8/00—Modifying the physical properties by deformation combined with, or followed by, heat treatment
    • C21D8/10—Modifying the physical properties by deformation combined with, or followed by, heat treatment during manufacturing of tubular bodies
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D8/00—Modifying the physical properties by deformation combined with, or followed by, heat treatment
    • C21D8/10—Modifying the physical properties by deformation combined with, or followed by, heat treatment during manufacturing of tubular bodies
    • C21D8/105—Modifying the physical properties by deformation combined with, or followed by, heat treatment during manufacturing of tubular bodies of ferrous alloys
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D9/00—Heat treatment, e.g. annealing, hardening, quenching or tempering, adapted for particular articles; Furnaces therefor
    • C21D9/08—Heat treatment, e.g. annealing, hardening, quenching or tempering, adapted for particular articles; Furnaces therefor for tubular bodies or pipes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/001—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing N
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/002—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing In, Mg, or other elements not provided for in one single group C22C38/001 - C22C38/60
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/02—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing silicon
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/04—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing manganese
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/06—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing aluminium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/18—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium
    • C22C38/22—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with molybdenum or tungsten
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/18—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium
    • C22C38/24—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with vanadium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/18—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium
    • C22C38/26—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with niobium or tantalum
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/18—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium
    • C22C38/28—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with titanium or zirconium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D2211/00—Microstructure comprising significant phases
    • C21D2211/003—Cementite
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D2211/00—Microstructure comprising significant phases
    • C21D2211/004—Dispersions; Precipitations
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C21—METALLURGY OF IRON
    • C21D—MODIFYING THE PHYSICAL STRUCTURE OF FERROUS METALS; GENERAL DEVICES FOR HEAT TREATMENT OF FERROUS OR NON-FERROUS METALS OR ALLOYS; MAKING METAL MALLEABLE, e.g. BY DECARBURISATION OR TEMPERING
    • C21D2211/00—Microstructure comprising significant phases
    • C21D2211/008—Martensite

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Heat Treatment Of Steel (AREA)
  • Heat Treatment Of Articles (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области металлургии, а именно к высокопрочной низколегированной стальной трубе для нефтяной скважины. Труба изготовлена из стали, имеющей химический состав, включающий, мас.%: C: не менее чем 0,15 и менее чем 0,30, Si: от 0,05 до 1,00, Mn: от 0,05 до 1,00, P: не более чем 0,030, S: не более чем 0,0050, Al: от 0,005 до 0,100, O: не более чем 0,005, N: не более чем 0,007, Cr: не менее чем 0,10 и менее чем 1,00, Mo: более чем 1,0 и не более чем 2,5, V: от 0,01 до 0,30, Ti: от 0,002 до 0,009, Nb: от 0 до 0,050, B: от 0 до 0,0050, Ca: от 0 до 0,0050, остальное - Fe и примеси, при этом химический состав удовлетворяет выражению Mo/Cr≥2,0. Труба имеет предел текучести, составляющий не менее чем 758 МПа, а микроструктура стали трубы имеет номер размера кристаллического зерна предшествующего аустенита, составляющий не менее чем 7,0 в соответствии со стандартом ASTM E112, содержит 50 или более частиц цементита с диаметром эквивалентного круга, составляющим не менее чем 200 нм, на площади 100 мкм2 матрицы, а также частицы карбида легирующего элемента химической формулы M2C в количестве не менее чем 25/мкм2. Обеспечивается устойчивое и высокое сопротивление к сероводородному растрескиванию. 4 з.п. ф-лы, 8 ил., 3 табл.

Description

Уровень техники, к которой относится изобретение
Область техники
[0001] Настоящее изобретение относится к низколегированной стальной трубе для нефтяной скважины, более конкретно к высокопрочной низколегированной стальной трубе для нефтяной скважины.
Описание предшествующего уровня техники
[0002] Стальная труба для нефтяной скважины может использоваться в качестве обсадной или насосно-компрессорной трубы для нефтяной скважины или газовой скважины. Далее нефтяная скважина и газовая скважина будут называться одним термином "нефтяная скважина". По мере освоения все более глубоких нефтяных скважин требуется все более высокая прочность стальной трубы для нефтяной скважины. Традиционно используемые стальные трубы для нефтяных скважин относятся к категории прочности 80 килофунтов на квадратный дюйм (т.е. имеют предел текучести в интервале от 80 до 95 килофунтов на квадратный дюйм, т.е. предел текучести в диапазоне от 551 до 654 МПа) или к категории прочности 95 килофунтов на квадратный дюйм (т.е. имеют предел текучести в диапазоне от 95 до 110 килофунтов на квадратный дюйм, т.е. предел текучести составляет от 654 до 758 МПа). В последнее время, однако, все чаще используются стальные трубы для нефтяных скважин, которые относятся к категории прочности 110 килофунтов на квадратный дюйм (т.е. имеют предел текучести в диапазоне от 110 до 125 килофунтов на квадратный дюйм, т.е. предел текучести составляет от 758 до 861 МПа).
[0003] Во многих нефтяных скважинах, которые разрабатываются в последнее время, содержится сероводород, который вызывает коррозию. В такой среде повышенная прочность стали означает повышенную подверженность стали растрескиванию под действием напряжений в сульфидсодержащей среде (далее сокращенно называется "сероводородное растрескивание" или "СР"). Многие стальные трубы для нефтяных скважин, которые используются в среде, содержащей сероводород, представляют собой низколегированные стальные трубы, потому что мартенситная нержавеющая сталь, которая имеет хорошее сопротивление коррозии под действием углекислого газа, проявляет высокую подверженность СР.
[0004] Хотя низколегированная сталь проявляет относительно хорошее сопротивление СР, такая сталь повышенной прочности проявляет повышенную подверженность СР. Таким образом, необходимо предложить разнообразные идеи в целях разработки материалов стальных труб для нефтяных скважин, которые используются в среде, содержащей сероводород, чтобы увеличить прочность стальной трубы и в то же время гарантировать определенное сопротивление СР.
[0005] В целях повышения сопротивления СР стали WO 2007/007678 предлагает (1) повышение чистоты стали; (2) закалку стали и ее последующий отпуск при высокой температуре; (3) уменьшение размеров кристаллических зерен (бывших аустенитных зерен) стали; (4) уменьшение размеров или увеличение сферичности карбидных частиц, производимых в стали; и другие подходы.
[0006] Низколегированная сталь для нефтяной скважины, описанная в этом документе, имеет химический состав, который удовлетворяет условию 12V+1 - Мo≥0, и если в ней содержится Cr, она дополнительно удовлетворяет условию Mo - (Cr+Mn) ≥0. Согласно этому документу данная низколегированная сталь для нефтяной скважины имеет высокий предел текучести, который составляет не менее чем 861 МПа, а также проявляет хорошее сопротивление СР даже в коррозионной среде с 1 атм. H2S.
[0007] JP 2000-178682A предлагает стальную трубу для нефтяной скважины, изготовленную из низколегированной стали, содержащей C: от 0,2 до 0,35%, Cr: от 0,2 до 0,7%, Mo: от 0,1 до 0,5% и V: от 0,1 до 0,3%, где суммарное количество осажденного карбида находится в интервале от 2 до 5 мас.%, из которого карбид формулы MC составляет от 8 до 40 мас.%. Согласно этому документу данная стальная труба для нефтяной скважины имеет хорошее сопротивление СР и предел текучести, составляющий 110 килофунтов на квадратный дюйм или выше. Более конкретно, этот документ описывает, что в испытаниях при постоянной нагрузке согласно методу TM0177 Национальной ассоциации инженеров-специалистов по коррозии (NACE) (в водном растворе 5% NaCl и 0,5% уксусной кислоты, насыщенном H2S при 25°C) эта стальная труба для нефтяной скважины не разрушается при напряжении под нагрузкой, составляющей 85% ее предела текучести.
[0008] JP 2006-265657A предлагает способ изготовления бесшовной стальной трубы для нефтяной скважины, которым производится бесшовная стальная труба, имеющая химический состав, содержащий C: от 0,30 до 0,60%, Cr+Mo: от 1,5 до 3,0% (Mo составляет не менее чем 0,5%), V: от 0,05 до 0,3% и другие компоненты и немедленно после завершения прокатки осуществляется ее охлаждение водой до диапазона температуры от 400 до 600°C, и без перерыва термическая обработка для изотермического превращения в бейнит в температурном диапазоне от 400 до 600°C. Этот документ описывает, что данная бесшовная стальная труба для нефтяной скважины имеет предел текучести, составляющий 110 килофунтов на квадратный дюйм и выше, и в испытаниях при постоянной нагрузке согласно методу TM0177 NACE не разрушается при напряжении под нагрузкой, составляющей 90% ее предела текучести.
[0009] WO 2010/150915 предлагает способ изготовления бесшовной стальной трубы для нефтяной скважины, причем данная бесшовная стальная труба, содержащая C: от 0,15 до 0,50%, Cr: от 0,1 до 1,7%, Mo: от 0,40 до 1,1% и другие компоненты, подвергается закалке в условиях, в которых производятся бывшие аустенитные зерна, имеющие номер размера зерна, составляющий 8,5 более, и отпуску в температурном диапазоне от 665 до 740°C. Согласно этому документу данным способом производится бесшовная стальная труба для нефтяной скважины, которая относится к категории прочности 110 килофунтов на квадратный дюйм и имеет хорошее сопротивление СР. Более конкретно, этот документ описывает, что в испытаниях при постоянной нагрузке согласно методу TM0177 NACE данная бесшовная стальная труба для нефтяной скважины не разрушается при напряжении под нагрузкой, составляющей 85% ее предела текучести.
[0010] WO 2008/123425 описывает низколегированные стальные трубы для нефтяных скважин, имеющие хорошее сопротивление водородной растрескиваемости (ВР) и сопротивление СР в среде с высоким давлением сероводорода, а также имеющие предел текучести, составляющие 758 МПа или более, которые содержат C: от 0,10 до 0,60%, Cr: 3,0% или менее, Mo: 3,0% или менее и другие компоненты и удовлетворяют соотношению, представленному выражением Cr+3Mo≥2,7%, где не более чем 10 неметаллических включений, у которых длина главной оси составляет 10 мкм, присутствуют на площади 1 мм2 наблюдаемого поперечного сечения.
[0011] Японский патент № 5387799 описывает способ изготовления высокопрочной стали, имеющей хорошее сопротивление растрескиванию под действием напряжений в сульфидсодержащей среде, включающий, после того, как сталь, имеющая заданный химический состав, подвергается горячей обработке: [1] стадию нагревания стали до температуры выше точки Ac1 и ниже точки Ac3 и ее последующего охлаждения, [2] стадию повторного нагревания стали до температуры, которая составляет не ниже чем температура Ac3, и ее быстрое охлаждение для закалки и [3] стадию отпуска стали при температуре, которая составляет не выше чем точка Ac1, причем стадии осуществляются в данной последовательности.
[0012] JP 2010-532821A описывает сталь, в составе которой содержатся C: от 0,2 до 0,3%, Cr: от 0,4 до 1,5%, Mo: от 0,1 до 1%, W: от 0,1 до 1,5% и другие компоненты, где Mo/10+Cr/12+W/25+Nb/3+25×B находится в диапазоне от 0,05 до 0,39%, и предел текучести находится в диапазоне от 120 до 140 килофунтов на квадратный дюйм.
[0013] Японский патент № 5522322 описывает стальную трубу для нефтяной скважины, содержащую C: от выше чем 0,35% до 1,00%, Cr: от 0 до 2,0%, Mo: от выше чем 1,0% до 10% и другие компоненты, причем ее предел текучести составляет 758 МПа.
Сущность изобретения
[0014] Как показывают примеры данных документов, был предложен ряд стальных труб, предназначенных для нефтяных скважин, которые имеют предел текучести, составляющий 110 килофунтов на квадратный дюйм (т.е. 758 МПа) и более, а также проявляют хорошее сопротивление СР. Однако в некоторых случаях даже использование какой-либо из технологий, описанных в вышеупомянутых патентных документов, не может достигнуть устойчивого и экономичного промышленного производства высокопрочных стальных труб для нефтяных скважин, имеющих хорошее сопротивление СР.
[0015] Причины этого могут заключаться в следующем. В некоторых из вышеупомянутых патентных документов свойства стали оцениваются на основании экспериментов, в которых используются плиты или стальные трубы, имеющие относительно малую толщину стенки. Если эти технологии используются для стальной трубы, в частности стальной трубы, имеющей большую толщину стенки, разность между скоростью нагревания и скоростью охлаждения может не воспроизводить заданные свойства. В дополнение, в крупномасштабном промышленном производстве сегрегирующиеся или осаждающиеся частицы, которые производятся в процессе литья, могут отличаться от частиц в мелкомасштабном производстве.
[0016] Например, в WO 2008/123425 многие эксперименты проводятся с использованием плит, а для экспериментов с использованием стальных труб их размер не описывается. Таким образом, остается неясным, могут ли желательные свойства обеспечиваться в устойчивом режиме, когда технология WO 2008/123425 применяется в отношении стальной трубы, имеющей большую толщину стенки.
[0017] Повторное уменьшение размеров бывших аустенитных зерен в процессе закалки может повышать сопротивление СР. Однако повторная закалка увеличивает расходы на изготовление.
[0018] Согласно японскому патенту № 5387799 вместо повторной закалки после горячей обработки осуществляется промежуточный отпуск в двухфазной области, а затем осуществляются закалка и отпуск. Таким образом, японский патент № 5387799 обеспечивает тонкую микроструктуру, в которой номер размера бывших аустенитных зерен составляет 9,5 или более.
[0019] С точек зрения гибкости технологических стадий и устойчивого качества в производстве промышленного масштаба оказывается предпочтительным гарантирование определенного сопротивления СР, даже когда бывшие аустенитные зерна относительно крупные. Японский патент № 5387799 обеспечивает хорошее сопротивление СР для сталей, в которых номера размеров бывших аустенитных зерен составляют ниже 9,5; однако стали, у которых эти номера размеров составляют ниже 9,5, не проявляют хорошее сопротивление СР.
[0020] Задача настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить высокопрочную низколегированную стальную трубу для нефтяной скважины, имеющую хорошее и устойчивое сопротивление СР.
[0021] Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению имеет химический состав, в котором содержатся (мас.%) C: не менее чем 0,15% и менее чем 0,30%, Si: от 0,05 до 1,00%, Mn: от 0,05 до 1,00%, P: не более чем 0,030%, S: не более чем 0,0050%, Al: от 0,005 до 0,100%, O: не более чем 0,005%, N: не более чем 0,007%, Cr: не менее чем 0,10% и менее чем 1,00%, Mo: более чем 1,0% и не более чем 2,5%, V: от 0,01 до 0,30%, Ti: от 0,002 до 0,009%, Nb: от 0 до 0,050%, B: от 0 до 0,0050%, Ca: от 0 до 0,0050%, и остальное - Fe и примеси, причем данный химический состав удовлетворяет выражению (1), стальная труба имеет номер размера кристаллического зерна, определяемый для бывших аустенитных зерен в соответствии со стандартом ASTM E112 и составляющий не менее чем 7,0, стальная труба включает 50 или более частиц цементита, у которых диаметр эквивалентного круга составляет не менее чем 200 нм, и которые присутствуют на площади 100 мкм2 матрицы, стальная труба включает карбид легирующего элемента формулы M2C при числовой плотности, составляющей не менее чем 25/мкм2, и стальная труба имеет предел текучести, составляющий не менее чем 758 МПа,
Mo/Cr≥2,0... (1),
причем каждый из химических символов в выражении (1) представляет собой содержание соответствующего элемента (мас.%).
[0022] Настоящее изобретение обеспечивает высокопрочную низколегированную стальную трубу для нефтяной скважины, имеющую хорошее и устойчивое сопротивление СР.
Краткое описание чертежей
[0023] [Фиг. 1] Фиг. 1 представляет график, иллюстрирующий соотношение между содержанием Cr и числовой плотностью цементита, где учитывается число частиц цементита, у которых диаметр эквивалентного круга составляет не менее чем 50 нм.
[Фиг. 2] Фиг. 2 представляет график, иллюстрирующий соотношение между содержанием Cr и числовой плотностью цементита, где учитывается число частиц цементита, у которых диаметр эквивалентного круга составляет не менее чем 200 нм.
[Фиг. 3] Фиг. 3 иллюстрирует полученное методом ПЭМ (просвечивающая электронная микроскопия) изображение микроструктуры металла для стали, у которой содержание Mo составляет 0,7%.
[Фиг. 4] Фиг. 4 иллюстрирует полученное методом ПЭМ изображение микроструктуры металла для стали, у которой содержание Mo составляет 1,2%.
[Фиг. 5] Фиг. 5 иллюстрирует полученное методом ПЭМ изображение микроструктуры металла для стали, у которой содержание Mo составляет 2,0%.
[Фиг. 6] Фиг. 6 иллюстрирует технологическую схему примерного способа изготовления низколегированной стальной трубы.
[Фиг. 7] Фиг. 7 иллюстрирует полученное методом ПЭМ изображение карбида с использованием пленки-реплики.
[Фиг. 8] Фиг. 8 иллюстрирует изображение, полученное посредством выделения контуров карбидных частиц на фиг. 7 с использованием анализа изображений.
Описание вариантов осуществления
[0024] Авторы настоящего изобретения выполнили подробное исследование в отношении сопротивления СР низколегированных стальных труб для нефтяных скважин.
[0025] Если прочность низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины увеличивается, ее твердость также увеличивается. Как правило, при увеличении твердости уменьшается сопротивление СР. Таким образом, если предел текучести должен составлять 110 килофунтов на квадратный дюйм (т.е. 758 МПа) или более, традиционно предпринимаются попытки увеличения отношения напряжения при пределе текучести к пределу прочности и уменьшения прочности при растяжении. Уменьшение прочности при растяжении имеет практически такое же значение, как уменьшение твердости.
[0026] В такой традиционной низколегированной стальной трубе для нефтяной скважины сопротивление СР изменяется при изменении твердости. Если так, даже если предел текучести контролируется в определенном стандартном диапазоне, в результате изменения твердости может получаться некоторый материал, который не соответствует стандарту в отношении сопротивления СР. Предполагается, что в случае низколегированных стальных труб для нефтяных скважин, которые относятся к категории прочности 110 килофунтов на квадратный дюйм, сопротивление СР, как правило, уменьшается до тех пор, пока твердость HRC контролируется ниже уровня 28,5. С другой стороны, в последнее время возникает спрос на устойчивые в кислой среде низколегированные стальные трубы для нефтяных скважин, имеющие еще более высокую прочность, и были разработаны изделия категории прочности 115 килофунтов на квадратный дюйм (т.е. имеющие предел текучести, составляющий 793 МПа или более). В случае таких низколегированных стальных труб для нефтяных скважин, имеющих высокую прочность, оказывается весьма затруднительным контролирование твердости HRC ниже 28,5.
[0027] Вместо традиционно осуществляемого уменьшения твердости в целях повышения сопротивления СР авторы настоящего изобретения сделали попытку обеспечить низколегированные стальные трубы для нефтяных скважин, имеющие высокую твердость и при этом сохраняющие хорошее сопротивление СР. В результате этого авторы настоящего изобретения получили следующие заключения.
[0028] (1) Как правило, низколегированная стальная труба для нефтяной скважины изготавливается в процессе горячего формования, после которого осуществляются закалка и отпуск в целях производства микроструктуры металла, которую составляет, главным образом, отпущенный мартенсит. Чем более сферическими являются частицы карбида, осажденные в течение стадии отпуска, тем лучше становится сопротивление СР стали. Карбид, осажденный в течение стадии отпуска, представляет собой, главным образом, цементит. В течение стадии отпуска в дополнение к цементиту осаждаются также карбиды легирующих элементов (например, карбид Mo, карбид V, карбид Nb и карбид Ti). Если карбид осаждается вдоль межзеренных границ, чем более плоскую форму имеют карбидные частицы, чем с большей легкостью может возникать СР, причем карбидные частицы образуют исходные точки. Другими словами, чем ближе к сферической форме находится форма карбидных частиц, тем меньше вероятность, с которой СР может возникать у карбидных частиц, и при этом повышается сопротивление СР. Таким образом, в целях повышения сопротивления СР, оказывается предпочтительным изготовление частиц карбида, в частности цементита, которые имеют более высокую сферичность.
[0029] (2) Чтобы повысить сопротивление СР, оказывается предпочтительным изготовление частиц цементита, имеющих более высокую сферичность, и их рост до тех пор, пока соответствующий диаметр эквивалентного круга не составит 200 нм или более. В процессе роста цементитных частиц уменьшается удельная площадь поверхности цементита, осажденного в стали. При уменьшении удельной площади поверхности цементита повышается сопротивление СР.
[0030] (3) В тех же условиях отпуска на скорость роста цементита значительно влияет содержание Cr в стали. Фиг. 1 и 2 представляют графики, иллюстрирующие соотношение между содержанием Cr и числовой плотностью цементита. Горизонтальная ось на каждой из фиг. 1 и 2 показывает содержание Cr в стали, в то время как вертикальная ось показывает число цементитных частиц на площади 100 мкм2 матрицы. Фиг. 1 представляет график, на котором показано число цементитных частиц, у которых диаметр эквивалентного круга составляет 50 нм или более (далее для удобства называются термином "частицы цементита от среднего до большого размера"), в то время как фиг. 2 график, на котором показано число цементитных частиц, у которых диаметр эквивалентного круга составляет 200 нм или более (далее для удобства называются термином "большие частицы цементита"). На фиг. 1 и 2 знак "°" показывает сталь, в которой содержание Mo составляет 0,7%, в то время как знак "♦" показывает сталь, в которой содержание Mo составляет 1,2%.
[0031] Как проиллюстрировано на фиг. 1 и 2, если содержание Cr в стали является низким, наблюдаемое число частиц цементита от среднего до большого размера является малым, но число больших частиц цементита является большим. С другой стороны, если содержание Cr в стали является высоким, наблюдаемое число частиц цементита от среднего до большого размера является большим, но число больших частиц цементита является малым.
[0032] (4) Обратное соотношение выполняется в случае карбидов легирующих элементов формулы M2C, таких как Mo2C ("M" означает металл): чем больше числовая плотность, тем более устойчивым становится сопротивление СР стали. Поскольку цементит имеет лишь малую способность захвата водорода, чем больше площадь поверхности цементитных частиц, тем меньшим становится сопротивление СР стали. С другой стороны, карбиды легирующих элементов формулы M2C имеют высокую способность захвата водорода, что повышает сопротивление СР стали. Следовательно, увеличение числовой плотности карбида легирующего элемента формулы M2C для увеличения площадь поверхности повышает сопротивление СР стали.
[0033] Фиг. 3-5 иллюстрирует полученные методом просвечивающей электронной микроскопии (ПЭМ) изображения карбидов, осажденных в стали. Фиг. 3-5 иллюстрируют полученные методом ПЭМ изображения микроструктуры металла в случаях стали, в которой содержание Mo составляет 0,7%, 1,2% и 2,0% соответственно. Как проиллюстрировано на фиг. 3-5, чем больше содержание Mo, тем выше числовая плотность M2C (главным образом, Mo2C). Далее, числовая плотность Mo2C также зависит от содержания Cr, таким образом, что увеличение содержания Cr предотвращает образование Mo2C. Следовательно, чтобы гарантировать определенную числовую плотность карбида легирующего элемента формулы M2C, сталь должна содержать определенное количество Mo, и соотношение Mo и Cr должно равняться или составлять более определенного значения.
[0034] Далее, авторы настоящего изобретения сделали попытку получения низколегированной трубы для нефтяной скважины, имеющей хорошее сопротивление СР даже при относительно крупных зернах, вместо повышения сопротивления СР посредством традиционно осуществляемого уменьшения размеров бывших аустенитных зерен. В течение данного исследования авторы обнаружили, что содержание Ti должно строго ограничиваться, если номер размера бывших аустенитных зерен является относительно малым (т.е. кристаллические зерна являются относительно большими).
[0035] (5) Ti эффективно предотвращает растрескивание при литье. Далее, Ti образует нитрид. Нитрид способствует предотвращению укрупнения размеров кристаллических зерен вследствие эффекта уплотнения. Однако крупные нитридные частицы делают неустойчивым сопротивление СР стали. Если кристаллические зерна являются относительно большими, воздействие нитрида на сопротивление СР является относительно большим. Чтобы получать хорошее и устойчивое сопротивление СР даже при относительно больших кристаллических зернах, содержание Ti должно ограничиваться от 0,002 до 0,009%.
[0036] Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению была изготовлена на основе описанных выше обнаруженных фактов. Далее низколегированная стальная труба для нефтяной скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения будет подробно описана. В следующем описании "%" в отношении содержания элемента означает "мас.% ".
[0037] [Химический состав]
Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины согласно настоящему варианту осуществления имеет химический состав, который описывается ниже.
[0038] C: не менее чем 0,15% и менее чем 0,30%
Углерод (C) увеличивает закаливаемость стали и увеличивает прочность стали. В дополнение, увеличение содержания C является предпочтительным для образования больших частиц цементита, а также упрощает получение большей сферичности цементитных частиц. С учетом этого сталь согласно настоящему варианту осуществления содержит C, который составляет, по меньшей мере, 0,15%. С другой стороны, если содержание C составляет 0,30% или более, увеличивается подверженность стали растрескиванию при закалке. В частности, для закалки стальной трубы требуется специальное охлаждающее средство (т.е. способ закалки). В дополнение, может уменьшаться ударная вязкость стали. С учетом этого содержание C должно составлять не менее чем 0,15% и менее чем 0,30%. Нижний предел содержания C предпочтительно составляет 0,18%; предпочтительнее он составляет 0,22%; еще предпочтительнее он составляет 0,24%. Предпочтительно верхний предел содержания C составляет 0,29%; предпочтительнее он составляет 0,28%.
[0039] Si: от 0,05 до 1,00%
Кремний (Si) раскисляет сталь. Этот эффект является недостаточным, если содержание Si составляет менее чем 0,05%. С другой стороны, если содержание Si превышает 1,00%, сопротивление СР уменьшается. С учетом этого содержание Si должно находиться в интервале от 0,05 до 1,00%. Нижний предел содержания Si предпочтительно составляет 0,10%; предпочтительнее он составляет 0,20%. Предпочтительно верхний предел содержания Si составляет 0,75%; предпочтительнее он составляет 0,50%; еще предпочтительнее он составляет 0,35%.
[0040] Mn: от 0,05 до 1,00%
Марганец (Mn) раскисляет сталь. Этот эффект является пренебрежимо малым, если содержание Mn составляет менее чем 0,05%. С другой стороны, если содержание Mn превышает 1,00%, он сегрегируется вдоль межзеренных границ вместе с примесными элементами, такими как P и S, уменьшая сопротивление СР стали. С учетом этого содержание Mn должно находиться в интервале от 0,05 до 1,00%. Нижний предел содержания Mn предпочтительно составляет 0,20%; предпочтительнее он составляет 0,28%. Верхний предел содержания Mn предпочтительно составляет 0,85%; предпочтительнее он составляет 0,60%.
[0041] P: не более чем 0,030%
Фосфор (P) представляет собой примесь. P сегрегируется вдоль межзеренных границ и уменьшает сопротивление СР стали. Таким образом, пониженное содержание P оказывается предпочтительным. С учетом этого содержание P должно составлять не более чем 0,030%. Содержание P предпочтительно составляет не более чем 0,020%; предпочтительнее оно составляет не более чем 0,015%; еще предпочтительнее оно составляет не более чем 0,012%.
[0042] S: не более чем 0,0050%
Сера (S) представляет собой примесь. S сегрегируется вдоль межзеренных границ и уменьшает сопротивление СР стали. Таким образом, пониженное содержание S оказывается предпочтительным. С учетом этого содержание S должно составлять не более чем 0,0050%. Содержание S предпочтительно составляет не более чем 0,0020%; предпочтительнее оно составляет не более чем 0,0015%.
[0043] Al: от 0,005 до 0,100%
Алюминий (Al) раскисляет сталь. Если содержание Al составляет менее чем 0,005%, сталь оказывается недостаточно раскисленной, и уменьшается сопротивление СР стали. С другой стороны, если содержание Al превышает 0,100%, производится оксид, уменьшается сопротивление СР стали. С учетом этого содержание Al должно находиться в интервале от 0,005 до 0,100%. Нижний предел содержания Al предпочтительно составляет 0,010%; предпочтительнее он составляет 0,020%. Верхний предел содержания Al предпочтительно составляет 0,070%; предпочтительнее он составляет 0,050%. При упоминании в настоящем документе термин "содержание Al" означает "содержание растворимого в кислоте Al", т.е. "содержание растворимого Al".
[0044] O: не более чем 0,005%
Кислород (O) представляет собой примесь. O образует крупные оксидные частицы, которые уменьшают сопротивление питтинговой коррозии стали. Таким образом, содержание O предпочтительно должно сокращаться до минимального уровня. Содержание оксидов должно составлять не более чем 0,005% (т.е. 50 частей на миллион). Содержание O предпочтительно составляет менее чем 0,005% (т.е. 50 частей на миллион); предпочтительнее оно составляет не более чем 0,003% (т.е. 30 частей на миллион); еще предпочтительнее оно составляет не более чем 0,0015% (т.е. 15 частей на миллион).
[0045] N: не более чем 0,007%
Азот (N) представляет собой примесь. N образует нитриды. Если нитридные частицы являются мелкими, это способствует предотвращению того, что кристаллические зерна становятся крупными; однако если нитридные частицы являются крупными, это делает неустойчивым сопротивление СР стали. Таким образом, малое содержание N оказывается предпочтительным. С учетом этого содержание N должно составлять не более чем 0,007% (т.е. 70 частей на миллион). Содержание N предпочтительно составляет не более чем 0,005% (т.е. 50 частей на миллион); предпочтительнее оно составляет не более чем 0,004% (т.е. 40 частей на миллион). Если является желательным эффект уплотнения вследствие осаждения мелких нитрид частица, сталь предпочтительно содержит N в концентрации, составляющей не менее чем 0,002% (т.е. 20 частей на миллион).
[0046] Cr: не менее чем 0,10% и менее чем 1,00%
Хром (Cr) улучшает закаливаемость стали и повышает прочность стали. Если содержание Cr составляет менее чем 0,10%, оказывается затруднительным гарантирование закаливаемости на достаточном уровне. Содержание Cr ниже 0,10% приводит к ухудшению закаливаемости, что дает возможность производства бейнита, и потенциально уменьшается сопротивление СР. С другой стороны, если содержание Cr составляет не менее чем 1,00%, оказывается затруднительным обеспечение желательной числовой плотности больших частиц цементита. В дополнение, ударная вязкость стали может легко уменьшаться. С учетом этого содержание Cr должно составлять не менее чем 0,10% и менее чем 1,00%. Нижний предел содержания Cr предпочтительно составляет 0,20%. В частности, для стальной трубы, имеющей большую толщину стенки, нижний предел содержания Cr предпочтительно составляет 0,23%; предпочтительнее он составляет 0,25%; еще предпочтительнее он составляет 0,3%. Верхний предел содержания Cr предпочтительно составляет 0,85%; предпочтительнее он составляет 0,75%.
[0047] Mo: более чем 1,0% и не более чем 2,5%
Молибден (Mo) увеличивает сопротивление размягчению при отпуске стали и способствует повышению сопротивления СР вследствие высокотемпературного отпуска. В дополнение, Mo образует Mo2C и способствует повышению сопротивления СР. Чтобы присутствовали все эти эффекты, оказывается необходимым содержание Mo, составляющее выше 1,0%. С другой стороны, если содержание Mo превышает 2,5%, сталь оказывается насыщенной в отношении вышеупомянутых эффектов, а ее стоимость увеличивается. С учетом этого содержание Mo должно составлять более чем 1,0% и не более чем 2,5%. Нижний предел содержания Mo предпочтительно составляет 1,1%; предпочтительнее он составляет 1,2%. Верхний предел содержания Mo предпочтительно составляет 2,0%; предпочтительнее он составляет 1,6%.
[0048] Mo/Cr≥2,0... (1).
Согласно настоящему варианту осуществления содержание Cr и содержание Mo находятся в вышеупомянутых интервалах и удовлетворяют приведенному выше выражению (1). Таким образом, соотношение Mo/Cr содержания Mo и содержания Cr (мас.%) составляет не менее чем 2,0. Как обсуждалось выше, Mo образует Mo2C и способствует повышению сопротивления СР. Увеличение содержания Cr предотвращает образование больших частиц цементита, а также предотвращает образование Mo2C. Если Mo/Cr составляет менее чем 2,0, Cr делает образование Mo2C недостаточным. Предпочтительно Mo/Cr составляет не менее чем 2,3.
[0049] V: от 0,01 до 0,30%
Ванадий (V) повышает сопротивление размягчению при отпуске стали и способствует повышению сопротивления СР вследствие высокотемпературного отпуска. Далее, V способствует образованию карбида формулы M2C. Эти эффекты не наблюдаются, если содержание V составляет менее чем 0,01%. С другой стороны, если содержание V превышает 0,30%, ударная вязкость стали уменьшается. С учетом этого содержание V должно находиться в интервале от 0,01 до 0,30%. Нижний предел содержания V предпочтительно составляет 0,06%; предпочтительнее он составляет 0,08%. Верхний предел содержания V предпочтительно составляет 0,20%; предпочтительнее он составляет 0,16%.
[0050] Ti: от 0,002 до 0,009%
Титан (Ti) эффективно предотвращает растрескивание при литье. В дополнение, Ti образует нитрид и способствует предотвращению того, что кристаллические зерна становятся крупными. С учетом этого согласно настоящему варианту осуществления сталь содержит Ti в концентрации, составляющей, по меньшей мере, 0,002%. С другой стороны, если содержание Ti превышает 0,009%, образуются большие нитридные частицы, и сопротивление СР стали оказывается неустойчивым. С учетом этого содержание Ti должно находиться в интервале от 0,002 до 0,009%. Нижний предел содержания Ti предпочтительно составляет 0,004%. Верхний предел содержания Ti предпочтительно составляет 0,008%.
[0051] Остальное в химическом составе низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины согласно настоящему варианту осуществления составляют Fe и примеси. В данном контексте примесь означает элемент, источником которого является руда или металлолом, которые используются в качестве исходного материала стали, или элемент, который поступает в течение процесса производства из окружающей среды или другого источника.
[0052] Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины согласно настоящему варианту осуществления может содержать вместо части Fe один или более элементов, выбранных из группы, которую составляют Nb, B и Ca.
[0053] Nb: от 0 до 0,050%
Ниобий (Nb) представляет собой необязательный дополнительный элемент. Nb образует карбид, нитрид или карбонитрид. Карбид, нитрид и карбонитрид способствуют образованию мелких кристаллических зерен стали вследствие эффекта уплотнения, повышая сопротивление СР стали. Даже в малом количестве Nb обеспечивает вышеупомянутые эффекты. С другой стороны, если содержание Nb превышает 0,050%, производится чрезмерное количество нитрида, делая неустойчивым сопротивление СР стали. С учетом этого содержание Nb должно находиться в интервале от 0 до 0,050%. Нижний предел содержания Nb предпочтительно составляет 0,005%; предпочтительнее он составляет 0,010%. Верхний предел содержания Nb предпочтительно составляет 0,035%; предпочтительнее он составляет 0,030%.
[0054] B: от 0 до 0,0050%
Бор (B) представляет собой необязательный дополнительный элемент. B увеличивает закаливаемость стали. Даже в малом количестве B обеспечивает вышеупомянутые эффекты. С другой стороны, B, как правило, образует M23CB6 вдоль межзеренных границ таким образом, что если содержание B превышает 0,0050%, сопротивление СР стали уменьшается. С учетом этого содержание B должно находиться в интервале от 0 до 0,0050% (т.е. 50 частей на миллион). Нижний предел содержания B предпочтительно составляет 0,0001% (т.е. 1 частей на миллион); предпочтительнее он составляет 0,0005% (т.е. 5 частей на миллион). Что касается верхнего предела, содержание B предпочтительно составляет менее чем 0,0050% (т.е. 50 частей на миллион); предпочтительнее оно составляет не более чем 0,0025% (т.е. 25 частей на миллион). Для использования эффектов B оказывается предпочтительным сокращение до минимума содержания N или связывание N титаном, таким образом, чтобы атомы B не соединялись с присутствующими атомами N.
[0055] Ca: от 0 до 0,0050%
Кальций (Ca) представляет собой необязательный дополнительный элемент. Ca предотвращает образование включений крупных частиц Al и образует мелкие частицы оксисульфидов на основе Al и Ca. Таким образом, когда стальной материал (сляб или круглая заготовка) должен производиться в процессе непрерывного литья, Ca предотвращает закупоривание сопла устройства для непрерывного литья крупными включениями на основе Al. Даже в малом количестве Ca обеспечивает вышеупомянутые эффекты. С другой стороны, если содержание Ca превышает 0,0050%, сопротивление выкрашиванию стали уменьшается. С учетом этого содержание Ca должно находиться в интервале от 0 до 0,0050% (т.е. 50 частей на миллион). Нижний предел содержания Ca предпочтительно составляет 0,0003% (т.е. 3 части на миллион); предпочтительнее он составляет 0,0005% (т.е. 5 частей на миллион). Верхний предел содержания Ca предпочтительно составляет 0,0045% (т.е. 45 частей на миллион); предпочтительнее он составляет 0,0030% (т.е. 30 частей на миллион).
[0056] [Микроструктура металла и осажденные частицы]
Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины согласно настоящему варианту осуществления включает микроструктуру металла, которая описывается ниже.
[0057] Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины согласно настоящему варианту осуществления включает микроструктуру металла, которую составляет, главным образом, отпущенный мартенсит. Микроструктура металла, которую составляет, главным образом, отпущенный мартенсит, означает микроструктуру металла, в которой фаза отпущенного мартенсита присутствует в объемном соотношении, составляющем 90% или более. Сопротивление СР стали уменьшается, если объемное соотношение фазы отпущенного мартенсита составляет менее чем 90%, когда в большом количестве присутствует, например, отпущенный бейнит.
[0058] Микроструктура металла низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины согласно настоящему варианту осуществления содержит бывшие аустенитные зерна, причем номер размера кристаллического зерна в соответствии со стандартом ASTM E112 составляет 7,0 или более. Крупные зерна, у которых номер размера кристаллического зерна составляет менее чем 7,0, делают затруднительным гарантирование определенного сопротивления СР. Бóльшие номера размеров кристаллических зерен являются предпочтительными для гарантирования определенного сопротивления СР. С другой стороны, чтобы достигнуть мелких зерен, у которых номер размера кристаллического зерна составляет 10,0 или более, должно использоваться дорогостоящее производственное оборудование, например необходимо более чем однократное осуществление повторного нагревания/закалки, или должна осуществляться нормализация перед повторным нагреванием/закалкой. Микроструктура металла, у которого номер размера кристаллического зерна составляет менее чем 10,0, может достигаться посредством однократного повторного нагревания/закалки, чтобы гарантировалось заданное сопротивление СР. С учетом этого с точки зрения производственных расходов номер размера кристаллического зерна для бывших аустенитных зерен предпочтительно составляет менее чем 10,0; предпочтительнее он составляет менее чем 9,5; еще предпочтительнее он составляет менее чем 9,0. Размер бывшего аустенитного зерна можно измерять посредством микроскопического наблюдения травленого образца. Далее, номер размера бывшего аустенитного зерна согласно стандарту ASTM можно также определять по карте ориентации кристаллитов с использованием метода дифракции обратного рассеяния электронов (EBSD).
[0059] В низколегированной стальной трубе для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению 50 или более частиц цементита, у которых диаметр эквивалентного круга составляет 200 нм или более, и которые представляют собой большие частицы цементита, присутствуют на площади 100 мкм2 матрицы. В случае химического состава, который предусматривается согласно настоящему изобретению, цементит осаждается в течение отпуска. Как правило, СР возникает в том месте, где образуется исходная точка границы между цементитом и матрицей. При геометрическом измерении имеющая равный объем сферическая осажденная частица имеет меньшую площадь поверхности, чем плоская частица. Далее, при равном суммарном объеме удельная площадь поверхности является меньшей, если присутствуют большие осажденные частицы, чем в том случае, где присутствует большое число мелких осажденных частиц. Согласно настоящему изобретению гарантируется рост частиц цементита до относительно большого размера в целях сокращения границ между цементитом и матрицей, и в результате этого гарантируется определенное сопротивление СР. Если число больших цементитных частиц на площади 100 мкм2 матрицы составляет менее чем 50, оказывается затруднительным гарантирование определенного сопротивления СР. Предпочтительно 60 или более больших цементитных частиц присутствуют на площади 100 мкм2 матрицы.
[0060] Далее, в низколегированной стальной трубе для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению числовая плотность карбида легирующего элемента формулы M2C составляет 25/мкм2 или более. Как правило, легирующий элемент M в карбиде формулы M2C низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению представляет собой Mo. В отличие от цементита карбид легирующего элемента формулы M2C имеет высокую способность захвата водорода, что повышает сопротивление СР стали. Чтобы присутствовали эти эффекты, числовая плотность карбида легирующего элемента формулы M2C должна составлять 25/мкм2 или более. Предпочтительно числовая плотность карбида легирующего элемента формулы M2C составляет 30/мкм2 или более.
[0061] Учитываются частицы карбида легирующего элемента формулы M2C, у которых диаметр эквивалентного круга составляет 5 нм или более. Другими словами, в низколегированной стальной трубе для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению 25 или более частиц карбида легирующего элемента формулы M2C, у которых диаметр эквивалентного круга, составляет 5 нм или более, присутствуют на площади 1 мкм2 матрицы.
[0062] [Способ изготовления]
Далее будет описан примерный способ изготовления низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению. Фиг. 6 представляет технологическую схему, иллюстрирующую примерный способ изготовления низколегированной стальной трубы. Данный пример иллюстрирует вариант осуществления, согласно которому низколегированная стальная труба для нефтяной скважины представляет собой бесшовную стальную трубу.
[0063] Изготавливается заготовка, имеющая описанный выше химический состав (стадия S1). Сначала сталь, имеющая описанный выше химический состав, подвергается плавлению и рафинированию с использованием хорошо известного способа. После этого расплавленная сталь подвергается непрерывному литью для производства материала непрерывного литья. Этот материал непрерывного литья может представлять собой, например, сляб, заготовку или блюм. В качестве альтернативы, расплавленная сталь может направляться на изготовление слитков, и производится слиток. Сляб, блюм или слиток подвергается горячей обработке, и производится заготовка. Горячая обработка может представлять собой, например, горячую прокатку или горячую ковку.
[0064] Заготовка подвергается горячей обработке, и производится полая оболочка (стадия S2). Сначала заготовка нагревается в нагревательной печи. Заготовка извлекается из нагревательной печи, подвергается горячей обработке, и производится полая оболочка. В качестве горячей обработки для производства полой оболочки может осуществляться, например, процесс Маннесмана (Mannesmann). В таком случае прошивной пресс используется для осуществления прошивки и прокатки круглой заготовки. После того, как круглая заготовка подвергается прошивке и прокатке, она направляется для осуществления горячей прокатки на сердечник, обжимное устройство, калибровочный прокатный стан и другие устройства, и производится полая оболочка. Для производства полой оболочки из заготовки могут использоваться и другие способы горячей обработки.
[0065] Стальная труба согласно настоящему изобретению может соответствующим образом использоваться в качестве стальной трубы, у которой толщина стенки составляет от 10 до 50 мм, хотя ее применение не ограничивается этим. Далее, она может соответствующим образом использоваться, в частности, в качестве стальной трубы, имеющей относительно большую толщину стенки, например толщину стенки, которая составляет не менее чем 13 мм, не менее чем 15 мм или не менее чем 20 мм.
[0066] Значительные отличительные признаки стальной трубы согласно настоящему изобретению представляют собой химический состав, предусмотренный настоящим изобретением, и состояние осаждения карбида. Состояние осаждения карбида в значительной степени зависит от химического состава и условий конечного отпуска. Соответственно при том условии, что гарантируется изготовление мелких бывших аустенитных зерен, у которых номер размера кристаллического зерна составляет 7,0 или более, способ охлаждения после горячей обработки до отпуска и термической обработки не ограничивается какими-либо определенными способами. Однако, как правило, оказывается затруднительным получение мелких бывших аустенитных зерен, у которых номер размера кристаллического зерна составляет 7,0 или более, без истории, по меньшей мере, одного обратного превращения из феррита в аустенит. С учетом этого стальная труба согласно настоящему изобретению предпочтительно производится посредством изготовления полой оболочки, ее нагревания вне производственной линии до температуры, которая составляет более чем точка Ac3 (стадия S4), и закалки (стадия S5).
[0067] Если осуществляются повторное нагревание и закалка, в результате стадии горячей обработки производится полая оболочка, имеющая желательный наружный диаметр и толщину стенки (весь процесс после изготовления полой оболочки посредством горячей обработки до стадии повторного нагревания проиллюстрирован как стадия S3 на фиг. 6), и здесь отсутствует ограничение каким-либо конкретным способом. Полая оболочка после завершения горячего формования может выдерживаться для охлаждения или может охлаждаться воздухом (стадия S3A); после завершения горячего формования полая оболочка может подвергаться закалке, которая начинается непосредственно от температуры, которая составляет не менее чем точка Ar3 (стадия S3B); или после завершения горячего формования полая оболочка можно подвергаться томлению (т.е. сопутствующему нагреванию) при температуре, которая составляет не менее чем точка Ar3, в томильной печи, расположенной вблизи оборудования для горячего формования, а затем осуществляется закалка (т.е. так называемая встроенная термическая обработка; стадия S3C).
[0068] Если полая оболочка после горячей прокатки должна выдерживаться для охлаждения или подвергается воздушному охлаждению (стадия S3A), она предпочтительно охлаждается до температуры окружающей среды или до близкой к ней температуры.
[0069] Если осуществляется описанная выше технологическая стадия S3B или S3C, это означает, что закалка осуществляется многократно, если описанное ниже повторное нагревание/закалка также учитывается, что является предпочтительным для уменьшения размеров аустенитных кристаллических зерен.
[0070] В том случае, где осуществляется непосредственная закалка (стадия S3B), полая оболочка после горячей прокатки быстро охлаждается (т.е. закаливается) от температуры вблизи температуры обработки путем прокатки (которая должна составлять не менее чем точка Ar3) до температуры, которая составляет не более чем начальная температура мартенситного превращения. Быстрое охлаждение может представлять собой, например, водяное охлаждение или аэрозольное охлаждение.
[0071] В том случае, где осуществляется встроенная термическая обработка (стадия S3C), сначала полая оболочка после горячей прокатки подвергается томлению при температуре, которая составляет не менее чем точка Ar3, и после томления полая оболочка быстро охлаждается (т.е. закаливается) от температуры, которая составляет не менее чем точка Ar3, до температуры, которая составляет не более чем начальная температура мартенситного превращения. Устройство для быстрого охлаждения может быть таким же, как обсуждаемое выше устройство для непосредственной закалки.
[0072] В некоторых случаях стальная труба, которая подвергается закалке на стадии S3B или S3C, может проявлять замедленное растрескивание, такое как сезонное растрескивание; чтобы предотвратить его, после одной из этих стадий труба может подвергаться отпуску при температуре, которая составляет не более чем точка Ac1 (стадия S3t).
[0073] Полая оболочка, которая подвергается обработке на одной из вышеупомянутых стадий, повторно нагревается до температуры, которая составляет не менее чем точка Ac3, а затем подвергается томлению (стадия S4). Повторно нагретая полая оболочка быстро охлаждается (т.е. закаливается) до температуры, которая составляет не более чем начальная температура мартенситного превращения (стадия S5). Это быстрое охлаждение может представлять собой, например, водяное охлаждение или аэрозольное охлаждение. Закаленная полая оболочка подвергается отпуску при температуре, которая составляет не более чем точка Ac1 (стадия S6).
[0074] Температура отпуска на стадии S6 предпочтительно составляет более чем 660°C; предпочтительнее она составляет не менее чем 680°C. Если температура отпуска составляет не более чем 660°C, как правило, оказывается высокой плотность дислокаций стали, и уменьшается сопротивление СР стали. В дополнение, если она составляет не более чем 660°C, становится недостаточным освальдовское созревание (Oswald) цементита, которое делает затруднительным удовлетворение описанной выше числовой плотности больших частиц цементита.
[0075] Термическая обработка, такая как нормализация, может осуществляться между термической обработкой перед тем повторным нагреванием/закалкой (стадия S3) и повторным нагреванием (стадия S4). Повторное нагревание (стадия S4) и закалка (стадия S5) могут осуществляться многократно. Многократное осуществление нормализации или осуществление закалки может даже производить мелкозернистую микроструктуру, в которой номер размера кристаллического зерна составляет 10,0 или более.
[0076] С точки зрения производственных расходов оказывается предпочтительным, что после изготовления полой оболочки (стадия S2) она выдерживается для охлаждения или охлаждается воздухом (стадия S3A), и повторное нагревание (стадия S4) и закалка (стадия S5) осуществляются только однократно. Стальная труба согласно настоящему изобретению проявляет хорошее сопротивление СР даже при относительно больших кристаллических зернах.
[Примеры]
[0077] Теперь настоящее изобретение будет описано более подробно с использованием примеров. Настоящее изобретение не ограничивается представленными примерами.
[0078] Сталь типов A-O, химические составы которых проиллюстрированы в таблице 1, плавили и осуществляли непрерывное литье и прокатку на обжимном стане, получая заготовки для изготовления труб, имеющих наружный диаметр 310 мм. Остальное в каждом из химических составов в таблице 1 составляют Fe и примеси. Термин "соответствующие компоненты" в столбце "классификация" таблицы 1 показывает, что химический состав стали соответствует химическому составу согласно настоящему изобретению. Символ "*" после чисел в таблице 1 показывает, что данное значение выходит за пределы заданного интервала согласно настоящему изобретению. Такие же обозначения применяются в таблицах 2 и 3.
[0079]
Таблица 1
Сталь Мас.% Массовых частей на миллион Mo/Cr Классификация
C Si Mn P S Cr Mo V Ti Nb Al B Ca O N
A 0,27 0,26 0,44 0,010 0,0011 0,32 1,26 0,11 0,006 0,030 0,035 11 12 12 49 3,9 соответствующие компоненты
B 0,28 0,26 0,43 0,011 0,0008 0,52 1,25 0,13 0,006 0,030 0,035 11 10 10 40 2,4 соответствующие компоненты
C 0,24 0,25 0,53 0,015 0,0015 0,63 2,00 0,07 0,002 0,020 0,030 - 15 17 31 3,2 соответствующие компоненты
D 0,27 0,26 0,44 0,010 0,0011 0,55 1,15 0,21 0,006 - 0,035 - - 14 49 2,1 соответствующие компоненты
E 0,25 0,26 0,54 0,010 0,0011 0,70 1,70 0,10 0,008 0,005 0,035 11 12 13 25 2,4 соответствующие компоненты
F 0,23 0,35 0,51 0,014 0,0004 0,25 1,10 0,13 0,004 0,015 0,033 17 4 18 43 4,4 соответствующие компоненты
G 0,27 0,26 0,44 0,010 0,0011 0,90 1,85 0,10 0,007 - 0,035 - - 12 49 2,1 соответствующие компоненты
H 0,24 0,26 0,55 0,010 0,0021 0,85 1,15 0,08 0,006 0,029 0,030 12 10 13 40 1,4* сравнительная сталь
I 0,28 0,26 0,43 0,010 0,0009 1,08* 2,40 0,08 0,006 0,029 0,034 12 9 15 45 2,2 сравнительная сталь
J 0,26 0,31 0,42 0,002 0,0011 0,05* 1,96 0,10 0,003 0,012 0,031 24 20 18 35 39,2 сравнительная сталь
K 0,28 0,27 0,45 0,010 0,0007 0,30 0,75* 0,20 0,006 0,028 0,033 12 8 13 44 2,5 сравнительная сталь
L 0,26 0,26 0,44 0,010 0,0010 0,95 2,20 0,10 0,025* 0,031 0,036 12 15 18 39 2,3 сравнительная сталь
M 0,28 0,26 0,50 0,010 0,0011 0,40 1,70 0,10 0,018* 0,021 0,035 11 12 14 25 4,3 сравнительная сталь
N 0,17 0,15 0,40 0,011 0,0007 0,27 1,13 0,05 0,003 0,017 0,033 11 10 13 37 4,2 соответствующие компоненты
O 0,28 0,27 0,45 0,010 0,0007 0,98 1,05 0,10 0,006 0,003 0,033 10 8 13 44 1,1* сравнительная сталь
[0080] Каждую заготовку подвергали прошивной прокатке и растягивающей прокатке, используя способ прессования труб Маннесмана с иглой, для производства полой оболочки (т.е. бесшовной стальной трубы), имеющей размер, приведенный в столбце "Размер трубы" таблицы 2. Каждое значение в столбце "наружный диаметр" таблицы 2 представляет наружный диаметр полой оболочки, в то время как каждое значение в столбце "толщина стенки" представляет толщину стенки полой оболочки.
[0081]
Таблица 2
№ Сталь Размер трубы Термическая обработка
Внутренний диаметр (мм) Толщина стенки (мм) Обработка перед повторным нагреванием/закалка Температура закалки (°C) Температура отпуска (°C)
1 A 244,5 13,8 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 700
2 A 244,5 13,8 горячее формование и последующее немедленное водяное охлаждение 920 700
3 A 244,5 13,8 горячее формование и последующее немедленное водяное охлаждение+отпуск 920 690
4 B 346,1 15,9 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 705
5 B 346,1 15,9 горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение 920 700
6 B 346,1 15,9 горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение+отпуск 920 700
7 C 346,1 20,5 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 950 700
8 D 244,5 13,8 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 695
9 E 244,5 20,5 горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение+отпуск 920 695
10 F 244,5 20,5 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 700
11 G 244,5 13,8 горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение+отпуск 920 695
12 H* 346,1 15,9 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 700
13 I* 244,5 13,8 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 700
14 J* 346,1 30,2 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 700
15 K* 244,5 13,8 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 700
16 L* 244,5 13,8 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 700
17 M* 244,5 13,8 горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения 920 700
18 N 244,5 13,8 горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение+отпуск 920 600
19 O 244,5 13,8 горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение+отпуск 920 695
[0082] Каждая полая оболочка после прокатки подвергалась обработке, представленной в столбце "Обработка перед повторным нагреванием/закалка" таблицы 2. Более конкретно, если запись в этом столбце представляет собой "горячее формование и последующее выдерживание для охлаждения", то осуществлялась обработка, соответствующая стадии S3A на фиг. 6. В случае "горячее формование и последующее немедленное водяное охлаждение" осуществлялась обработка, соответствующая стадии S3B на фиг. 6. В случае "горячее формование и последующее немедленное водяное охлаждение+отпуск" осуществлялась обработка, соответствующая стадиям S3B и S3t на фиг. 6. В случае "горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение", осуществлялась обработка, соответствующая стадии S3C на фиг. 6. В случае "горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение+отпуск" осуществлялась обработка, соответствующая стадиям S3C и S3t на фиг. 6. Стадия томления в случаях "горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение" и "горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение+отпуск" осуществлялась при 920°C в течение 15 минут. Стадия отпуска в случаях "горячее формование и последующее немедленное водяное охлаждение+отпуск" и "горячее формование+томление и последующее водяное охлаждение+отпуск" осуществлялась при 500°C в течение 30 минут.
[0083] Каждая полая оболочка, которая подвергалась обработке, представленной в столбце "Обработка перед повторным нагреванием/закалка", повторно нагревалась до соответствующей температуры, указанной в столбце "Температура закалки" таблицы 2 и подвергалась томлению в течение 20 минут, а затем закаливалась в процессе водяной закалки. Каждый полая оболочка, которая подвергалась закалке, направлялась на томление (отпуск) при соответствующей температуре, указанной в столбце "Температура отпуска" таблицы 2, в течение 30 минут, и получались низколегированные стальные трубы для нефтяной скважины №№ 1-19.
[0084] [Методы испытания]
[Испытание размера бывших аустенитных зерен]
Из низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в каждом примере, которая подвергалась обработке перед закалкой, вырезали образец, имеющий поперечное сечение, перпендикулярное продольному направлению стальной трубы (далее называется термином "наблюдаемая поверхность"). Наблюдаемая поверхность каждого образца подвергалась механическому полированию. После полирования использовали реагент для травления Picral (спиртовой раствор пикриновой кислоты), чтобы проявились границы бывших аустенитных зерен на наблюдаемой поверхности. После этого номер размера кристаллического зерна для бывших аустенитных зерен на наблюдаемой поверхности определяли в соответствии со стандартом ASTM E112.
[0085] [Испытание твердости]
Из низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в каждом примере, которая подвергалась обработке перед закалкой, вырезали образец, имеющий поперечное сечение, перпендикулярное продольному направлению стальной трубы (далее называется термином "наблюдаемая поверхность"). Наблюдаемая поверхность каждого образца подвергалась механическому полированию. В соответствии с японским промышленным стандартом JIS G0202 определяли твердость по Роквеллу (Rockwell) по шкале C части каждого полированного образца, которая соответствовала центру толщины стенки стальной трубы. Твердость измеряли после отпуска, а также перед отпуском.
[0086] [Испытание на растяжение]
Из низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в каждом примере вырезали дугообразный образец для испытания на растяжение. Поперечное сечение дугообразного образца для испытания на растяжение было дугообразным, а продольное направление дугообразного образца для испытания на растяжение было параллельным по отношению к продольному направлению стальной трубы. Дугообразный образец для испытания на растяжение использовали, чтобы проводить испытания на растяжение при комнатой температуре в соответствии со стандартом 5CT Американского нефтяного института (API). На основании результатов испытания определяли предел текучести (МПа) и прочность при растяжении (МПа) каждой стальной трубы.
[0087] [Подсчет числа частиц цементита и карбида легирующего элемента формулы M2C]
Из области, включающей центр толщины низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в каждом примере, вырезали образец для наблюдения с помощью ПЭМ с использованием метода экстракционной реплики. Более конкретно, образец полировали, и его наблюдаемое поперечное сечение выдерживали в спиртовом растворе 3% азотной кислоты (Nital) в течение 10 секунд, а затем поверхность наблюдаемого поперечного сечения покрывала пленка-реплика. После этого образец погружали в спиртовой раствор 5% азотной кислоты через пленку-реплику, чтобы пленка-реплика отслаивалась от образца. Плавающую пленку-реплику переносили в чистый жидкий этанол для ее очистки. Наконец, пленку-реплику извлекали с помощью сетчатого листа и высушивали, получая образец пленки-реплики для наблюдения осажденных частиц. Осажденные частицы наблюдали и идентифицировали методами ПЭМ и энергодисперсионной рентгеновской спектроскопии (EDS). Число различных осажденных частиц определяли методом анализа изображений.
[0088] Далее анализ изображений будет подробно описан со ссылкой на фиг. 7 и 8. Анализ изображений осуществляли с использованием программного обеспечения для анализа изображений (ImageJ, версия 1.47). Фиг. 7 иллюстрирует полученное методом ПЭМ изображение карбидных частиц с использованием пленок-реплик.
[0089] Фиг. 8 иллюстрирует изображение, полученное посредством выделения контуров карбидных частиц на фиг. 7 с использованием анализа изображений. В данном примере площадь поверхности каждой карбидной частицы определяли посредством эллиптической аппроксимации, а затем на основании площади поверхности вычисляли диаметр эквивалентного круга (т.е. диаметр) каждой карбидной частицы. Считали число карбидных частиц, у которых диаметр эквивалентного круга составлял не менее заданного значения, и это число делили на площадь поверхности поля зрения, чтобы определить числовую плотность.
[0090] [Испытание для оценки сопротивления СР]
[Испытание при постоянной нагрузке]
Из низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в каждом примере вырезали образец в форме круглого стержня. Наружный диаметр параллельной части каждого образца в форме круглого стержня составлял 6,35 мм, а длина параллельной части составляла 25,4 мм. В соответствии с методом A стандарта TM0177 NACE исследование при постоянной нагрузке осуществляли, чтобы оценить сопротивление СР каждого образца в форме круглого стержня. Ванна для испытания представляла собой водный раствор, содержащий 5% хлорида натрия и 0,5% уксусной кислоты, имеющий комнатную температуру и насыщенный газообразным H2S при 1 атм. К каждому образцу в форме круглого стержня прилагали напряжение под нагрузкой, соответствующей 90% фактического предела текучести низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в соответствующем примере, и каждый образец выдерживали в растворе для испытания в течение 720 часов. Через 720 часов определяли присутствие или отсутствие разрушения каждого образца в форме круглого стержня, и в случае отсутствия разрушения соответствующая сталь считалась имеющей высокое сопротивление СР. В случае разрушения соответствующая сталь считалась имеющей низкое сопротивление СР.
[0091] [Испытание методом четырехточечного изгиба]
Из низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в каждом примере вырезали образец, имеющий толщину 2 мм, ширину 10 мм и длину 75 мм. Каждый образец подвергали деформации заданной величины посредством изгиба в четырех точках в соответствии со стандартом ASTM G39. Таким образом, к каждому образцу прилагали напряжение, соответствующее 90% фактического предела текучести низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в соответствующем примере. Образец, к которому было приложено напряжение, вместе с измерительным устройством помещали в автоклав. После этого деаэрированный раствор 5% хлорида натрия вводили в автоклав, в котором оставалась газовая фаза. Затем газообразный H2S при давлении 5 атм. или 10 атм. вводили в автоклав, и раствор перемешивали для насыщения раствора газообразным H2S. После этого автоклав герметично закрывали и раствор выдерживали при температуре 24°C в течение 720 часов при перемешивании. Затем в автоклаве снижали давление и извлекали образец. Извлеченный образец наблюдали визуально, чтобы обнаружить СР, и в случае отсутствия разрушения соответствующая сталь определялась как имеющая высокое сопротивление СР. В случае разрушения соответствующая сталь определялась как имеющая низкое сопротивление СР.
[0092] [Результаты испытаний]
Результаты испытаний проиллюстрированы в таблице 3. Каждая запись в столбце "Номер размера зерна" таблицы 3 определяет номер размера кристаллического зерна для бывших аустенитных зерен низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в соответствующем примере. Столбец "предел текучести" представляет значения предела текучести, столбец "прочность при растяжении" представляет значения прочности при растяжении, а столбец "HRC" представляет значения твердости по Роквеллу для образца после заключительной стадии отпуска. Запись "Отсутствие СР" в столбце "Оценка сопротивления СР" означает, что в соответствующем исследовании наблюдалось отсутствие СР. Запись "СР" в данном столбце означает, что в соответствующем испытании наблюдалось присутствие СР. Запись "-" в данном столбце означает, что соответствующее испытание не проводилось. Во всех примерах №№ 1-19 наблюдали предел текучести, составляющий 758 MПa или более, и твердость (HRC), составляющую 28,5 или более, в состоянии после заключительной стадии отпуска. Что касается твердости до заключительной стадии отпуска, без описания индивидуальной твердости, определяли, что низколегированные стальные трубы для нефтяных скважин в примерах №№ 1-19, за исключением № 14, имели микроструктуру металла, в которой объемное соотношение мартенситной фазы составляло 90% или более. Это определение было сделано на основании того, что данная сталь удовлетворяла минимальному уровеню твердости после закалки или превышала его для гарантирования объемного соотношения мартенситной фазы, составляющей 90% или более:
HRCmin=58 × (% углерода)+27,
как описано в спецификации 5CT API/ISO 11960.
[0093]
Таблица 3
№ Номер размера зерна Механические характеристики Микроструктура Оценка сопротивления СР Классификация
Предел текучести (МПа) Прочность при растяжении (МПа) HRC Числовая плотность M2C (число частиц на 1 мкм2) Числовая плотность больших частиц цементита (число частиц на 100 мкм2) Испытание по методу A стандарта TM0177 NACE при 1 атм. H2S Испытание на изгиб в 4 точках при 5 атм. H2S Испытание на изгиб в 4 точках при 10 атм. H2S
1 8 848 903 28,8 48 90 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
2 9,2 862 924 29,9 45 100 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
3 8,7 862 924 29,7 65 87 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
4 8,7 841 903 28,9 25 85 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
5 9,6 869 931 30,3 34 95 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
6 9,5 876 931 29,7 30 90 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
7 8,5 862 931 30,0 62 100 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
8 7,5 793 869 28,5 26 95 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
9 9,3 834 889 29,0 30 60 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
10 9 855 889 29,1 45 120 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
11 8 827 876 28,7 55 50 Отсутствие СР Отсутствие СР Отсутствие СР Пример
изобретения
12 8,8 834 896 29,3 15* 55 СР - - Сравнительный пример
13 8,3 834 903 29,0 30 35* СР - - Сравнительный пример
14 8 793 903 29,0 100 110 СР - - Сравнительный пример
15 8,1 862 917 29,5 25 80 СР - - Сравнительный пример
16 8,2 869 938 30,2 25 50 СР - - Сравнительный пример
17 9,3 862 931 30,0 55 80 СР - - Сравнительный пример
18 9,3 862 931 30,0 30 30* СР - - Сравнительный пример
19 9,1 836 914 29,1 23* 60 СР - - Сравнительный пример
[0094] Низколегированные стальные трубы для нефтяных скважин в примерах №№ 1-11 имели содержание элементов в пределах, соответствующих настоящему изобретению (сталь типов A-G), и удовлетворяли выражению (1). Далее, в каждой из низколегированных стальных труб для нефтяных скважин в примерах №№ 1-11 номер размера кристаллического зерна для бывших аустенитных зерен составлял не менее чем 7,0, числовая плотность карбида легирующего элемента формулы M2C составляла не менее чем 25/мкм2, и 50 или более частиц цементита, у которых диаметр эквивалентного круга составлял 200 нм или более (т.е. больших частиц цементита), присутствовали на площади 100 мкм2 матрицы.
[0095] Как проиллюстрировано в таблице 3, каждая из низколегированных стальных труб для нефтяных скважин в примерах №№ 1-11 имела предел текучести, который составляет не менее чем 758 МПа, и твердость по Роквеллу, которая составляет не менее чем 28,5. В низколегированных стальных трубах для нефтяных скважин в примерах №№ 1-11 наблюдали отсутствие СР в исследовании для оценки сопротивления СР.
[0096] Для исследуемой низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в примере № 12 наблюдали присутствие СР в испытании для оценки сопротивления СР. Это предположительно объясняется тем, что ее химический состав не удовлетворял выражению (1), и числовая плотность карбида легирующего элемента формулы M2C составляла менее чем 25/мкм2.
[0097] Для испытываемой низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в примере № 13 наблюдали присутствие СР в исследовании для оценки сопротивления СР. Это предположительно объясняется тем, что содержание Cr было чрезмерно большим, и число частиц содержащего большие частицы цементита составляло менее чем 50 на площади 100 мкм2 матрицы.
[0098] Для испытываемой низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в примере № 14 наблюдали присутствие СР в исследовании для оценки сопротивления СР. Это предположительно объясняется тем, что ее толщина стенки была относительно большой, а содержание Cr было чрезмерно малым, и в результате этого осуществлялась недостаточная закалка, и образовывалась бейнитовая микроструктура.
[0099] Для испытываемой низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в примере № 15 наблюдали присутствие СР в исследовании для оценки сопротивления СР. Это предположительно объясняется тем, что содержание Mo было чрезмерно малым.
[0100] Для испытываемой низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в примере № 16 наблюдали присутствие СР в исследовании для оценки сопротивления СР. Это предположительно объясняется тем, что содержание Ti было чрезмерно большим.
[0101] Для испытываемой низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в примере № 17 наблюдали присутствие СР в исследовании для оценки сопротивления СР. Это предположительно объясняется тем, что содержание Ti было чрезмерно большим.
[0102] Для испытываемой низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в примере № 18 наблюдали присутствие СР в исследовании для оценки сопротивления СР. Это предположительно объясняется тем, что температура отпуска была настолько низкой, что цементитные частицы не становились большими, и число частиц содержащего крупные частицы цементита составляло менее чем 50 на площади 100 мкм2 матрицы, что является недостаточным.
[0103] Для испытываемой низколегированной стальной трубы для нефтяной скважины в примере № 19 наблюдали присутствие СР в исследовании для оценки сопротивления СР. Это предположительно объясняется тем, что химический состав не удовлетворял выражению (1), и числовая плотность карбида легирующего элемента формулы M2C составляла менее чем 25/мкм2.

Claims (31)

1. Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины, имеющая химический состав, который состоит из, мас.%:
C: не менее чем 0,15% и менее чем 0,30,
Si: от 0,05 до 1,00,
Mn: от 0,05 до 1,00,
P: не более чем 0,030,
S: не более чем 0,0050,
Al: от 0,005 до 0,100,
O: не более чем 0,005,
N: не более чем 0,007,
Cr: не менее чем 0,10 и менее чем 1,00,
Mo: более чем 1,0 и не более чем 2,5,
V: от 0,01 до 0,30,
Ti: от 0,002 до 0,009,
Nb: от 0 до 0,050,
B: от 0 до 0,0050,
Ca: от 0 до 0,0050 и
остальное Fe и примеси,
причем химический состав удовлетворяет выражению (1),
стальная труба имеет номер размера кристаллического зерна для бывших аустенитных зерен, составляющий в соответствии со стандартом ASTM E112 не менее чем 7,0,
стальная труба включает 50 или более частиц цементита, у которых диаметр эквивалентного круга составляет не менее чем 200 нм, и которые присутствуют на площади 100 мкм2 матрицы,
стальная труба включает карбид легирующего элемента формулы M2C при числовой плотности, составляющей не менее чем 25/мкм2, и
стальная труба имеет предел текучести, составляющий не менее чем 758 МПа,
Mo/Cr≥2,0 (1),
причем каждый из химических символов в выражении (1) представляет собой содержание соответствующего элемента в мас.%.
2. Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины по п.1, у которой химический состав включает один или несколько элементов, выбранных из группы, которая состоит из, мас.%:
Nb: от 0,003 до 0,050,
B: от 0,0001 до 0,0050 и
Ca: от 0,0003 до 0,0050.
3. Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины по п.1 или 2, у которой предел текучести составляет не менее чем 793 МПа.
4. Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины по п.1 или 2, которая имеет твердость по Роквеллу, составляющую не менее чем 28,5.
5. Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины по п.3, которая имеет твердость по Роквеллу, составляющую не менее чем 28,5.
RU2016127577A 2014-06-09 2015-06-04 Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины RU2643735C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2014118849 2014-06-09
JP2014-118849 2014-06-09
PCT/JP2015/066133 WO2015190377A1 (ja) 2014-06-09 2015-06-04 低合金油井用鋼管

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2643735C1 true RU2643735C1 (ru) 2018-02-05

Family

ID=54833472

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016127577A RU2643735C1 (ru) 2014-06-09 2015-06-04 Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины

Country Status (12)

Country Link
US (1) US10233520B2 (ru)
EP (1) EP3153597B1 (ru)
JP (1) JP6172391B2 (ru)
CN (1) CN105874093B (ru)
AR (1) AR100722A1 (ru)
AU (1) AU2015272617B2 (ru)
BR (1) BR112016014926B1 (ru)
CA (1) CA2937139C (ru)
ES (1) ES2756334T3 (ru)
MX (1) MX2016009009A (ru)
RU (1) RU2643735C1 (ru)
WO (1) WO2015190377A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2768710C1 (ru) * 2018-09-20 2022-03-24 Арселормиттал Горячекатаный стальной лист с высоким отношением раздачи отверстия и способ его производства

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2963755C (en) 2014-10-17 2020-06-30 Nippon Steel & Sumitomo Metal Corporation Low alloy oil-well steel pipe
JP6551224B2 (ja) * 2015-12-25 2019-07-31 日本製鉄株式会社 鋼管の製造方法
EP3425076B1 (en) * 2016-02-29 2021-11-10 JFE Steel Corporation Low-alloy, high-strength seamless steel pipe for oil country tubular goods
US10975450B2 (en) 2016-02-29 2021-04-13 Jfe Steel Corporation Low alloy high strength thick-walled seamless steel pipe for oil country tubular goods
JP6720686B2 (ja) * 2016-05-16 2020-07-08 日本製鉄株式会社 継目無鋼管の製造方法
MX2018014000A (es) 2016-05-20 2019-04-01 Nippon Steel & Sumitomo Metal Corp "tubo de acero sin costura y metodo para producir el tubo de acero sin costura".
JP6801376B2 (ja) * 2016-11-01 2020-12-16 日本製鉄株式会社 高強度低合金油井用継目無鋼管及びその製造方法
AR114712A1 (es) * 2018-03-27 2020-10-07 Nippon Steel & Sumitomo Metal Corp Material de acero adecuado para uso en entorno agrio
WO2020071217A1 (ja) * 2018-10-04 2020-04-09 日本製鉄株式会社 サワー環境での使用に適した鋼材
AR118070A1 (es) * 2019-02-15 2021-09-15 Nippon Steel Corp Material de acero adecuado para uso en ambiente agrio

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007007678A1 (ja) * 2005-07-08 2007-01-18 Sumitomo Metal Industries, Ltd. 耐硫化物応力割れ性に優れた低合金油井管用鋼
RU2377320C2 (ru) * 2005-07-25 2009-12-27 Сумитомо Метал Индастриз, Лтд. Способ изготовления бесшовной стальной трубы
JP2012519238A (ja) * 2009-03-03 2012-08-23 バローレック・マネスマン・オイル・アンド・ガス・フランス 高降伏応力および高硫化物応力割れ抵抗性を有する低合金鋼
JP2013534563A (ja) * 2010-06-04 2013-09-05 ヴァルレック・マンネスマン・オイル・アンド・ガス・フランス 高降伏強度及び高硫化物誘導性応力亀裂耐性を有する低合金鋼
EA018884B1 (ru) * 2007-07-06 2013-11-29 Тенарис Коннекшнс Лимитед Стали для кислых сред

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS6240345A (ja) * 1985-08-13 1987-02-21 Nippon Kokan Kk <Nkk> 耐遅れ破壊特性の優れた高張力油井用鋼管
WO1996036742A1 (fr) 1995-05-15 1996-11-21 Sumitomo Metal Industries, Ltd. Procede de production de tubes d'acier sans soudure a haute resistance, non susceptibles de fissuration par les composes soufres
JP3562353B2 (ja) 1998-12-09 2004-09-08 住友金属工業株式会社 耐硫化物応力腐食割れ性に優れる油井用鋼およびその製造方法
AR023265A1 (es) 1999-05-06 2002-09-04 Sumitomo Metal Ind Material de acero de elevada resistencia para un pozo petrolero, excelente en el craqueo de la tension de sulfuros y metodo para producir un material deacero de elevada resistencia.
JP4609138B2 (ja) 2005-03-24 2011-01-12 住友金属工業株式会社 耐硫化物応力割れ性に優れた油井管用鋼および油井用継目無鋼管の製造方法
JP2006265668A (ja) * 2005-03-25 2006-10-05 Sumitomo Metal Ind Ltd 油井用継目無鋼管
EP2361996A3 (en) 2007-03-30 2011-10-19 Sumitomo Metal Industries, Ltd. Low alloy pipe steel for oil well use and seamless steel pipe
CN101724785A (zh) * 2008-10-28 2010-06-09 宝山钢铁股份有限公司 一种超高强度抗硫化氢腐蚀油井管及其生产方法
JP5728836B2 (ja) 2009-06-24 2015-06-03 Ｊｆｅスチール株式会社 耐硫化物応力割れ性に優れた油井用高強度継目無鋼管の製造方法
CN101929313A (zh) * 2009-06-24 2010-12-29 宝山钢铁股份有限公司 高强度耐硫化氢环境腐蚀的无缝石油套管及其制造方法
CN102352467B (zh) * 2011-08-03 2012-10-31 郑州四维机电设备制造有限公司 一种超高强度铸钢及其制备方法和焊接工艺
ES2755750T3 (es) 2012-03-07 2020-04-23 Nippon Steel Corp Método para producir tubería de acero sin juntas que tiene elevada resistencia y excelente resistencia a la fisuración por tensión de sulfuro
MX363648B (es) 2012-06-20 2019-03-28 Nippon Steel & Sumitomo Metal Corp Acero para articulos tubulares de paises petroleros y metodo para la produccion de los mismos.

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007007678A1 (ja) * 2005-07-08 2007-01-18 Sumitomo Metal Industries, Ltd. 耐硫化物応力割れ性に優れた低合金油井管用鋼
RU2377320C2 (ru) * 2005-07-25 2009-12-27 Сумитомо Метал Индастриз, Лтд. Способ изготовления бесшовной стальной трубы
EA018884B1 (ru) * 2007-07-06 2013-11-29 Тенарис Коннекшнс Лимитед Стали для кислых сред
JP2012519238A (ja) * 2009-03-03 2012-08-23 バローレック・マネスマン・オイル・アンド・ガス・フランス 高降伏応力および高硫化物応力割れ抵抗性を有する低合金鋼
JP2013534563A (ja) * 2010-06-04 2013-09-05 ヴァルレック・マンネスマン・オイル・アンド・ガス・フランス 高降伏強度及び高硫化物誘導性応力亀裂耐性を有する低合金鋼

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2768710C1 (ru) * 2018-09-20 2022-03-24 Арселормиттал Горячекатаный стальной лист с высоким отношением раздачи отверстия и способ его производства

Also Published As

Publication number Publication date
BR112016014926B1 (pt) 2021-01-12
ES2756334T3 (es) 2020-04-27
CA2937139C (en) 2019-01-15
AU2015272617B2 (en) 2017-06-29
WO2015190377A1 (ja) 2015-12-17
MX2016009009A (es) 2017-01-16
EP3153597A4 (en) 2018-01-24
US20170081746A1 (en) 2017-03-23
US10233520B2 (en) 2019-03-19
CN105874093B (zh) 2017-06-13
CN105874093A (zh) 2016-08-17
CA2937139A1 (en) 2015-12-17
AR100722A1 (es) 2016-10-26
JPWO2015190377A1 (ja) 2017-04-20
EP3153597A1 (en) 2017-04-12
EP3153597B1 (en) 2019-09-18
JP6172391B2 (ja) 2017-08-02
AU2015272617A1 (en) 2016-07-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2643735C1 (ru) Низколегированная стальная труба для нефтяной скважины
JP6677310B2 (ja) 鋼材及び油井用鋼管
RU2718019C1 (ru) Продукт из мартенситной нержавеющей стали
CA2766028C (en) High-strength seamless steel tube, having excellent resistance to sulfide stress cracking, for oil wells and method for manufacturing the same
JP5097017B2 (ja) 高Ｃｒフェライト系耐熱鋼材の製造方法
JP4911266B2 (ja) 高強度油井用ステンレス鋼及び高強度油井用ステンレス鋼管
RU2673262C1 (ru) Низколегированная сталь для трубы для нефтяной скважины и способ производства трубы для нефтяной скважины из низколегированной стали
JP6107437B2 (ja) 耐硫化物応力腐食割れ性に優れた油井用低合金高強度継目無鋼管の製造方法
AU2014294080B2 (en) High-strength steel material for oil well and oil well pipes
EA012256B1 (ru) Низколегированная сталь, бесшовные стальные трубы нефтепромыслового сортамента и способ изготовления бесшовной стальной трубы
US9777352B2 (en) Oil-well steel pipe having excellent sulfide stress cracking resistance
CA2857439A1 (en) High-strength seamless steel pipe for oil well use having excellent resistance to sulfide stress cracking
EA025503B1 (ru) Способ изготовления высокопрочных стальных изделий с улучшенной стойкостью к сульфидному растрескиванию под напряжением
CN108779529B (zh) 钢材和油井用钢管
JP6747524B2 (ja) 鋼材、及び、鋼材の製造方法
RU2270873C1 (ru) Способ производства штрипсовой стали для труб подводных морских газопроводов высоких параметров
RU2690059C1 (ru) Стальной материал и стальная труба для нефтяных скважин
JP2015183197A (ja) 耐硫化物応力腐食割れ性に優れた油井用低合金高強度継目無鋼管およびその製造方法ならびにその選定方法
EP2891725A1 (en) Seamless steel pipe and method for producing same
CN116179946A (zh) 一种高强度耐co2蚀不锈钢、油套管及其制备方法和应用
JP2020019976A (ja) 熱間鍛造用継目無鋼管
JP2024000438A (ja) 継目無鋼管

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner