JPS6363606B2 - - Google Patents

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JPS6363606B2
JPS6363606B2 JP56106913A JP10691381A JPS6363606B2 JP S6363606 B2 JPS6363606 B2 JP S6363606B2 JP 56106913 A JP56106913 A JP 56106913A JP 10691381 A JP10691381 A JP 10691381A JP S6363606 B2 JPS6363606 B2 JP S6363606B2
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Japan
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less
limit temperature
calculated
stress corrosion
corrosion cracking
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    • 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
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C19/00—Alloys based on nickel or cobalt
    • C22C19/03—Alloys based on nickel or cobalt based on nickel
    • C22C19/05—Alloys based on nickel or cobalt based on nickel with chromium
    • 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
    • C22C38/40—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel
    • C22C38/44—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel with molybdenum or tungsten

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Description

【発明の詳細な説明】[Detailed description of the invention]

この発明は、優れた耐応力腐食割れ性を有する
高強度油井管の製造法に関するものである。 近年、エネルギー事情の悪化から、油井および
天然ガス井は深井戸化の傾向が著しく、深さ：
6000m以上、なかには深さ：10000m以上の深井
戸が出現している。 また、同様な事情から、湿潤な硫化水素をはじ
め、炭酸ガスや塩素イオンなどの腐食性成分を含
有する苛酷な腐食環境下での石油および天然ガス
の採掘が予儀なくされつつある。 このような厳しい環境下での石油および天然ガ
スの掘削に伴い、これに使用される油井管にも高
強度、並びに優れた耐食性、特に耐応力腐食割れ
性が要求されるようになつてきている。 油井管の一般的腐食対策として、インヒビタと
呼ばれる腐食抑制剤を投入する方法が知られてい
るが、この方法は、例えば海上油井などには有効
に活用できない場合が多い。 かかる点から、最近では油井管の製造に、ステ
ンレス鋼はじめ、インコロイやハステロイ（いず
れも商品名）といつた高級な耐食性高合金鋼の採
用も検討されはじめているが、いまのところ、こ
れらの合金に関して、H2S―CO2―Cl-の油井環
境での腐食挙動についての詳細は十分に解明され
るに至つておらず、しかも深井戸用油井管に要求
される高強度をもつものではないのが現状であ
る。 そこで、本発明者等は、上述のような観点か
ら、深井戸や苛酷な腐食環境、特にH2S―CO2―
Cl-の油井環境下での石油掘削に十分耐え得る高
強度とすぐれた耐応力腐食割れ性とを有する油井
管を製造すべく研究を行なつた結果、 (a) H2S―CO2―Cl-環境下における腐食の主た
るものは応力腐食割れであるが、この場合の応
力腐食割れ態様は、オーステナイトステンレス
鋼における一般的なそれとは挙動を全く異にす
るものであること。すなわち、一般の応力腐食
割れがCl-の存在と深く係わるものであるのに
対して、上記の油井環境によるものではCl-も
さることながら、それ以上にH2Sの影響が大き
いこと。 (b) 油井管として実用に供される鋼管は一般に、
強度上の必要から冷間加工が施されるが、冷間
加工は上記応力腐食割れに対する抵抗性を著し
く減少させること。 (c) H2S―CO2―Cl-環境での鋼の溶出速度（腐
食速度）は、Cr、Ni、Mo、およびＷの含有量
に依存し、これらの成分からなる表面皮膜によ
つて耐食性が保持され、かつこれらの成分は、
応力腐食割れに対してもその抵抗性を高め、特
にMoはCrに対し10倍の効果を、またMoはＷ
の２倍の効果をもつており、したがつて、この
MoおよびＷが、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件式を満足すると共に、Ni含有量を35〜
60％、Cr含有量を22.5〜35％とすると、冷間加
工材であつても、きわめて腐食性の強いH2S―
CO2―Cl-の油井環境下、特に150℃以下の悪環
境において、応力腐食割れに対して優れた抵抗
性を示す表面皮膜が得られること。 (d) Niについては表面皮膜に対する効果だけで
なく、組織的にも応力腐食割れ抵抗性を高める
効果があること。 (e) 合金成分としてＮを0.05〜0.3％の範囲で含
有させると一段と強度が向上するようになるこ
と。 (f) 不可避不純物としてのＳ含有量を0.0007％以
下に低減させると、合金の熱間加工性が著しく
改善されるようになること。 (g) 不可避不純物としてのＰ含有量を0.003％以
下に低減させると、水素割れ感受性が著しく低
下するようになること。 (h) 合金成分としてCuを２％以下含有させると、
耐食性がさらに改善されるようになること。 (i) 合金成分として、希土類元素：0.10％以下、
Ｙ：0.20％以下、Mg：0.10％以下、Ti：0.5％
以下、およびCa：0.10％以下のうちの１種また
は２種以上を含有させると、熱間加工性がさら
に一段と改善されるようになること。 (j) しかし、所望の高強度を確保するためには、
上記組成の合金を、経験式：260logC（％）＋
1300で算出された下限温度（℃）と、同じく経
験式：16Mo（％）＋10W（％）＋10Cr（％）＋777
で算出された上限温度（℃）の間の温度に２時
間以下保持の条件で熱処理して炭化物を完全に
固溶し、かつ固溶化後の合金に10〜60％の肉厚
減少率で冷間加工を施す必要があること。 以上(a)〜(j)に示される知見を得たのである。 したがつて、この発明は上記知見にもとづいて
なされたものであつて、Ｃ：0.05％以下、Si：1.0
％以下、Mn：2.0％以下、Ｐ：0.030％以下、望
ましくは耐水素割れ性を一段と改善する目的で
Ｐ：0.003％以下、Ｓ：0.005％以下、望ましくは
熱間加工性を一段と改善する目的でＳ：0.0007％
以下、sol.Al：0.5％以下、Ni：35〜60％、Cr：
22.5〜35％を含有し、Mo：４％未満およびＷ：
８％未満のうちの１種または２種を含有し、さら
に必要に応じて、Ｎ：0.05〜0.3％、Cu：２％以
下、Co：２％以下、希土類元素：0.10％以下、
Ｙ：0.20％以下、Mg：0.10％以下、Ti：0.5％以
下、およびCa：0.10％以下のうちの１種または２
種以上を含有し、残りがFeと不可避不純物から
なる組成（以上重量％、以下％の表示はすべて重
量％を意味する）を有し、かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に、２時間以下保持の条件で固
溶化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加
工することによつて、耐応力腐食割れ性に優れた
高強度油井管を製造する方法に特徴を有するもの
である。 つぎに、この発明の油井管の製造法において、
成分組成、溶体化処理条件、および冷間加工にお
ける肉厚減少率を上記の通りに限定した理由を以
下に説明する。 Ａ 成分組成 (a) Ｃ Ｃ含有量を低くすればするほど炭化物の析
出が抑制されるようになるので、固溶化処理
をより低い温度で実施でき、このことは冷間
加工後の強度上昇により有効に作用するもの
である。したがつて、Ｃ含有量はできるだけ
低い方が望ましいが、Ｃ含有量が0.05％を越
えると、粒界応力腐食割れが生じやすくなる
ことから、その上限値を0.05％と定めた。 (b) Si Siは脱酸成分として必要な成分であるが、
その含有量が1.0％を越えると熱間加工性が
劣化するようになることから、その上限値を
1.0％と定めた。 (c) Mn Mn成分にはSiと同様に脱酸作用があり、
しかもこの成分は応力腐食割れ性にほとんど
影響を及ぼさない成分であることから、その
上限値を高めの2.0％と定めた。 (d) Ｐ 不可避不純物としてのＰ成分には、その含
有量が0.030％を越えると、応力腐食割れ感
受性を高める作用が現われるので、上限値を
0.030％と定めて応力腐食割れ感受性を低位
の状態とする必要がある。また、Ｐ含有量を
低減してゆくと、0.003％を境にして急激に
耐水素割れ性が改善されるようになることが
判明しており、かかる点から、特にすぐれた
耐水素割れ性を必要とする場合には、Ｐ含有
量を0.0030％以下とするのが望ましい。 (e) Ｓ 不可避不純物としてのＳ成分には、その含
有量が0.005％を越えると、熱間加工性を劣
化させる作用があるので、その上限値を
0.005％と定めて熱間加工性の劣化を防止す
る必要がある。このようにＳ成分には、含有
量が多くなると熱間加工性を劣化させる作用
があるが、その含有量を低めてゆき、0.0007
％まで低減すると、逆に熱間加工性が一段と
改善されるようになることから、厳しい条件
での熱間加工を必要とする場合には、Ｓ含有
量を0.0007％以下とするのが望ましい。 (f) Al AlはSiおよびMnと同様に脱酸成分として
有効であり、sol.Al含有量で0.5％まで含有さ
せても管材の特性を何らそこなうものではな
いことから、その含有量をsol.Al含有量で0.5
％以下と定めた。 (g) Ni Ni成分には管材の耐応力腐食割れ性を向
上させる作用があるが、その含有量が35％未
満では所望のすぐれた耐応力腐食割れ性を確
保することができず、一方60％を越えて含有
させても耐応力腐食割れ性にさらに一段の向
上効果は現われず、経済性をも考慮して、そ
の含有量を35〜60％と定めた。 (h) Cr Cr成分は、Ni、Mo、およびＷ成分との共
存において、耐応力腐食割れ性を著しく改善
する成分であるが、その含有量を22.5％未満
としてもは熱間加工性が改善されるようにな
るものでもなく、逆に所望の耐応力腐食割れ
性を確保するためには、MoやＷの含有量を
それだけ増加させなければならず、経済的に
不利となることから、その下限値を22.5％と
定めた。一方、その含有量が35％を越える
と、いくらＳ含有量を低減させても熱間加工
性の劣化は避けることができないことから、
その上限値を35％と定めた。 (i) MoおよびＷ 上記のように、これらの成分には、Niお
よびCrとの共存において耐応力腐食割れ性
を改善する均等的作用があるが、それぞれ
Mo：４％以上、およびＷ：８％以上含有さ
せても、環境温度が150℃以下のH2S―CO2
―Cl-の腐食環境では、さらに一段の改善効
果が現われず、経済性を考慮して、それぞれ
の含有量を、Mo：４％未満、Ｗ：８％未満
と定めた。また、MoとＷの含有量に関し
て、条件式：Mo（％）＋１／２Ｗ（％）で規定す るのは、ＷがMoに対し原子量が約２倍で、
効果の点では約1/2で均等となることからで、
この値が1.5％未満では特に150℃以下の上記
悪環境下で所望の耐応力腐食割れ性が得られ
ず、一方、この値を４％以上としても、上記
の通り実質的に不必要な量のMoおよびＷの
含有となり、経済的でなく、かかる点から、
Mo（％）＋１／２Ｗ（％）の値を1.5〜４％未満と 定めた。 (j) Ｎ Ｎ成分には固溶強化による強度向上作用が
あるので、特に高強度が要求される場合に必
要に応じて含有されるが、その含有量が0.05
％未満では所望の強度向上効果を得ることが
できず、一方0.3％を越えて含有させると、
溶製および造塊が困難となることから、その
含有量を0.05〜0.3％と定めた。 (k) CuおよびCo これらの成分には管材の耐食性を向上させ
る均等的作用があり、かつCoにはさらに固
溶強化作用があるので、特に一段とすぐれた
耐食性が要求される場合に必要に応じて含有
されるが、Cuが２％を越えると、熱間加工
性が劣化するようになり、一方Coは２％を
越えて含有させてもより一層の改善効果は現
われないことから、その上限値をそれぞれ
Cu：２％、Co：２％と定めた。 (l) 希土類元素、Ｙ、Mg、Ti、およびCa これらの成分には、熱間加工性をさらに改
善する均等的作用があるので、厳しい条件で
熱間加工が行なわれる場合に、必要に応じて
含有されるが、それぞれ希土類元素：0.10
％、Ｙ：0.20％、Mg：0.10％、Ti：0.5％、
およびCa：0.10％を越えて含有させても、熱
間加工性に改善効果は見られず、むしろ劣化
現象さえ現われるようになることから、それ
ぞれの含有量を、希土類元素：0.10％以下、
Ｙ：0.20％以下、Mg：0.10％以下、Ti：0.5
％以下、およびCa：0.10％以下と定めた。 (m) Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％） 第１図は厳しい腐食環境下での耐応力腐食
割れ性に関し、Cr（％）＋10Mo（％）＋5W
（％）とNi（％）との関係を示したものであ
る。すなわち、Cr、Ni、Mo、およびＷの含
有量を種々変化させたCr―Ni―Mo系、Cr―
Ni―Ｗ系、およびCr―Ni―Mo―Ｗ系の鋼
を溶製し、鋳造し、鍛伸し、熱間圧延して板
厚：７mmの板材とし、ついでこの板材に、温
度：1000℃に30分保持後水冷の溶体化処理を
施した後、強度向上の目的で加工率：22％の
冷間加工を加え、この結果得られた鋼板から
圧延方向と直角に、厚さ：２mm×幅：10mm×
長さ：75mmの試験片を切り出し、この試験片
について、第２図に示す３点支持ビーム冶具
を用い、前記試験片Ｓに0.2％耐力に相当す
る引張応力を付加した状態で、10気圧のH2S
および10気圧のCO2でH2SおよびCO2を飽和
させた20％NaCl溶液（温度：150℃）中に
1000時間浸漬の応力腐食割れ試験を行ない、
試験後、前記試験片における割れ発生の有無
を観察した。これらの結果に基き、発明者等
が独自に設定した条件式：Cr（％）＋10Mo
（％）＋5W（％）とNi含有量との間には、耐
応力腐食割れ性に関して、第１図に示される
関係があることが明確になつたのである。な
お、第１図において、〇印は割れ発生なし、
×印は割れ発生をそれぞれ示すものである。
第１図に示される結果から、Cr（％）＋10Mo
（％）＋5W（％）の値が50％未満にして、Ni
含有量が35％未満では所望のすぐれた耐応力
腐食割れ性は得られないことが明らかであ
る。 なお、この発明の合金において、不可避不純
物としてＢ、Sn、Pb、およびZnをそれぞれ0.1
％以下の範囲で含有しても、この発明の合金の
特性が何らそこなわれるものではない。 Ｂ 固溶化処理条件および冷間加工条件 この発明の油井管における高強度は、合金成
分の含有のほかに、炭化物を完全に固溶化した
後で、冷間加工を施すことによつて確保される
ものである。この場合炭化物の完全固溶化は、
260logC（％）＋1300で算出された下限温度
（％）と、16Mo（％）＋10W（％）＋10Cr（％）＋
777で算出された上限温度（℃）との間の温度
に２時間以下保持することによつてはかられる
が、上記の下限温度の算出式：260logC（％）
および上限温度の算出式：16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777は多数の試験結果にもと
づいて経験的に定めたものであつて、上記の下
限温度未満では、炭化物を完全に固溶すること
ができず、未固溶の炭化物が残存するようにな
つて応力腐食割れ感受性が高くなり、一方、固
溶化処理温度が上記の上限温度を越えて高くな
つたり、保持時間が２時間を越えて長くなつた
りすると、結晶粒が粗大化するようになつて、
その後の冷間加工で所望の高強度を得ることは
できないことから、固溶化処理温度および保持
時間を上記の通りに定めた。 また、この発明では、上記のように固溶化処
理後に冷間加工を施して強度向上をはかるが、
この冷間加工が肉厚減少率で10％未満では所望
の強度を確保することができず、一方同じく肉
厚減少率で60％を越えた冷間加工を施すと、延
性および靭性の劣化が著しくなることから、冷
間加工を肉厚減少率で10〜60％と定めたのであ
る。 以上の成分組成および製造条件を適用すること
によつて0.2％耐力が80Kgｆ／mm2以上の高強度を
もち、かつ延性および靭性は勿論のこと、耐応力
腐食割れ性に優れた油井管を製造することができ
るのである。 つぎに、この発明の油井管製造法を実施例によ
り比較例と対比しながら具体的に説明する。 実施例 それぞれ第１表に示される成分組成をもつた溶
湯を通常の電気炉、および脱硫とＮ付加の目的で
Ar―酸素脱炭炉（AOD炉）を併用し、さらに必
要に応じて脱燐の目的でエレクトロスラグ溶解炉
（ESR炉）を使用して溶製した後、直径：500mm
φのインゴツトに鋳造し、ついでこのインゴツト
に温度：1200℃で熱間鍛造を施して直径：150mm
φのビレツトを成形し、この場合熱間加工性を評
価する目的でビレツトに割れの発生があるか否か
を観察し、引続いて前記ビレツトより熱間押出加
工により直径：60mmφ×肉厚：４mmの素管を成形
し、引続いて、同じくそれぞれ第１表に示される
固溶化条件（処理後の冷却はいずれも水冷）およ
び肉厚減少率で、固溶化処理と冷間加工を施すこ
とによつて、本発明合金管材１〜29、比較合金管
材１〜８、および従来合金管材１〜４をそれぞれ
製造した。 なお、比較合金管材１〜８は、構成成分のうち
のいずれかの成分の含有量、あるいは製造条件の
うちのいずれかの条件（第１表に※印を付して表
示）がこの発明の範囲から外れた条件で製造され
たものであり、また従来合金管材は、いずれも公
知の成分組成をもつものであつて、同管材１は、
JIS・SUS316に、同２はJIS・SUS310Sに、同３
はインコロイ800に、同４はJIS・SUS329J1にそ
れぞれ相当する組成をもつものである。 ついで、この結果得られた本発明合金管材１〜
29、比較合金管材１〜８、および従来合金管材 The present invention relates to a method for manufacturing high-strength oil country tubular goods having excellent stress corrosion cracking resistance. In recent years, due to the deterioration of the energy situation, there has been a marked tendency for oil and natural gas wells to become deeper.
Deep wells over 6000m deep, some over 10000m deep, have appeared. Furthermore, due to similar circumstances, it is becoming increasingly difficult to extract oil and natural gas in a harsh corrosive environment containing humid hydrogen sulfide, as well as corrosive components such as carbon dioxide gas and chloride ions. As oil and natural gas are drilled in such harsh environments, the oil country tubular goods used in this process are now required to have high strength and excellent corrosion resistance, especially stress corrosion cracking resistance. . As a general anti-corrosion measure for oil country tubular goods, it is known to introduce a corrosion suppressant called an inhibitor, but this method is often not effective for use in, for example, offshore oil wells. From this point of view, consideration has recently begun to be given to the use of high-grade corrosion-resistant high-alloy steels such as stainless steel and Incoloy and Hastelloy (both trade names) for the production of oil country tubular goods. Regarding the corrosion behavior of H 2 S―CO 2 ―Cl - in an oil well environment, the details have not yet been fully elucidated, and furthermore, it does not have the high strength required for oil country tubular goods for deep wells. is the current situation. Therefore, from the above-mentioned point of view, the present inventors investigated deep wells and severe corrosive environments, especially H 2 S―CO 2 -
As a result of conducting research to manufacture oil country tubular goods with high strength and excellent stress corrosion cracking resistance that can sufficiently withstand oil drilling in the Cl - oil well environment, we found that (a) H 2 S―CO 2 - The main type of corrosion in a Cl - environment is stress corrosion cracking, but the behavior of stress corrosion cracking in this case is completely different from that of general austenitic stainless steel. In other words, whereas general stress corrosion cracking is deeply related to the presence of Cl - , in the oil well environment mentioned above, the influence of H 2 S is greater than that of Cl - . (b) Steel pipes used for practical use as oil country tubular goods are generally
Cold working is performed to improve strength, but cold working significantly reduces the resistance to stress corrosion cracking. (c) The elution rate (corrosion rate) of steel in an H 2 S—CO 2 —Cl − environment depends on the contents of Cr, Ni, Mo, and W, and is affected by the surface film made of these components. Corrosion resistance is maintained and these components are
It also increases its resistance to stress corrosion cracking, with Mo being 10 times more effective than Cr, and Mo being 10 times more effective than W.
It has twice the effect of
Mo and W satisfy the following conditional expressions: Cr (%) + 10Mo (%) + 5W (%) ≧ 50%, 1.5% ≦ Mo (%) + 1/2W (%) < 4%, and the Ni content 35～
60%, and the Cr content is 22.5 to 35%, H 2 S—, which is extremely corrosive, even if it is a cold-worked material.
It is possible to obtain a surface film that exhibits excellent resistance to stress corrosion cracking in a CO 2 - Cl - oil well environment, especially in a harsh environment of 150°C or less. (d) Ni has the effect of increasing stress corrosion cracking resistance not only on the surface film but also on the structure. (e) Including N as an alloy component in the range of 0.05 to 0.3% further improves the strength. (f) When the S content as an unavoidable impurity is reduced to 0.0007% or less, the hot workability of the alloy will be significantly improved. (g) When the P content as an unavoidable impurity is reduced to 0.003% or less, the susceptibility to hydrogen cracking significantly decreases. (h) When containing 2% or less of Cu as an alloy component,
Further improvement in corrosion resistance. (i) Rare earth elements: 0.10% or less as alloy components;
Y: 0.20% or less, Mg: 0.10% or less, Ti: 0.5%
When one or more of the following and Ca: 0.10% or less is contained, hot workability is further improved. (j) However, in order to ensure the desired high strength,
Empirical formula: 260logC (%) +
The lower limit temperature (℃) calculated at 1300 and the same empirical formula: 16Mo (%) + 10W (%) + 10Cr (%) + 777
The carbide is completely dissolved by heat treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated for 2 hours or less, and the alloy after solid solution is cooled with a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. It is necessary to perform temporary processing. The findings shown in (a) to (j) above were obtained. Therefore, this invention was made based on the above knowledge, and includes C: 0.05% or less, Si: 1.0%.
% or less, Mn: 2.0% or less, P: 0.030% or less, preferably for the purpose of further improving hydrogen cracking resistance, P: 0.003% or less, S: 0.005% or less, preferably for the purpose of further improving hot workability. So S: 0.0007%
Below, sol.Al: 0.5% or less, Ni: 35-60%, Cr:
Contains 22.5-35%, Mo: less than 4% and W:
Contains one or two of less than 8%, and further includes N: 0.05 to 0.3%, Cu: 2% or less, Co: 2% or less, rare earth elements: 0.10% or less,
One or two of Y: 0.20% or less, Mg: 0.10% or less, Ti: 0.5% or less, and Ca: 0.10% or less
Cr (%) + 10Mo (%) + 5W (%) ≧50%, 1.5%≦Mo (%) + 1/2W (%) < 4%, the lower limit temperature (℃) calculated by 260logC (%) + 1300 and 16Mo (%) + 10W
(%) + 10Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. In particular, the present invention is characterized by a method for manufacturing high-strength oil country tubular goods having excellent stress corrosion cracking resistance. Next, in the method for manufacturing oil country tubular goods of this invention,
The reason why the component composition, solution treatment conditions, and wall thickness reduction rate during cold working are limited as described above will be explained below. A Component composition (a) C The lower the C content, the more the precipitation of carbides will be suppressed, so solution treatment can be carried out at a lower temperature, and this will result in an increase in strength after cold working. It works effectively. Therefore, it is desirable that the C content be as low as possible, but if the C content exceeds 0.05%, intergranular stress corrosion cracking tends to occur, so the upper limit was set at 0.05%. (b) Si Si is a necessary component as a deoxidizing component, but
If the content exceeds 1.0%, hot workability will deteriorate, so the upper limit value should be set.
It was set at 1.0%. (c) Mn Mn component has a deoxidizing effect like Si,
Furthermore, since this component has almost no effect on stress corrosion cracking resistance, its upper limit was set at a rather high value of 2.0%. (d) P The P component as an unavoidable impurity has the effect of increasing stress corrosion cracking susceptibility when its content exceeds 0.030%.
It is necessary to set it at 0.030% to keep stress corrosion cracking susceptibility to a low level. It has also been found that as the P content is reduced, hydrogen cracking resistance rapidly improves after reaching 0.003%. If necessary, the P content is preferably 0.0030% or less. (e) S The S component as an unavoidable impurity has the effect of deteriorating hot workability when its content exceeds 0.005%, so the upper limit value must be set.
It is necessary to set it at 0.005% to prevent deterioration of hot workability. In this way, the S component has the effect of deteriorating hot workability when its content increases, but by decreasing its content, 0.0007
On the contrary, if the S content is reduced to 0.0007% or less, the hot workability will be further improved, so if hot working under severe conditions is required, it is desirable to reduce the S content to 0.0007% or less. (f) Al Al is effective as a deoxidizing component like Si and Mn, and even if it is included up to 0.5% in sol.Al content, it will not impair the properties of the pipe material. .0.5 in Al content
% or less. (g) Ni Ni has the effect of improving the stress corrosion cracking resistance of pipe materials, but if its content is less than 35%, the desired excellent stress corrosion cracking resistance cannot be secured; Even if the content exceeds 35%, no further improvement in stress corrosion cracking resistance will be obtained, and the content was set at 35% to 60%, taking economic efficiency into consideration. (h) Cr The Cr component is a component that significantly improves stress corrosion cracking resistance when coexisting with Ni, Mo, and W components, but hot workability is improved even if its content is less than 22.5%. On the contrary, in order to ensure the desired stress corrosion cracking resistance, the content of Mo and W must be increased by that amount, which is economically disadvantageous. The lower limit was set at 22.5%. On the other hand, if the S content exceeds 35%, deterioration of hot workability cannot be avoided no matter how much the S content is reduced.
The upper limit was set at 35%. (i) Mo and W As mentioned above, these components have an equal effect on improving stress corrosion cracking resistance when coexisting with Ni and Cr, but each
Even if Mo: 4% or more and W: 8% or more are contained, the environmental temperature is 150℃ or less H 2 S - CO 2
- In a corrosive environment of Cl - , no further improvement effect was observed, and in consideration of economic efficiency, the respective contents were determined to be less than 4% for Mo and less than 8% for W. In addition, regarding the content of Mo and W, the conditional expression: Mo (%) + 1/2 W (%) specifies that the atomic weight of W is approximately twice that of Mo,
In terms of effectiveness, it is about 1/2 equal,
If this value is less than 1.5%, the desired stress corrosion cracking resistance cannot be obtained, especially under the above-mentioned adverse environment of 150℃ or less.On the other hand, even if this value is 4% or more, as mentioned above, it is a substantially unnecessary amount. Since it contains Mo and W, it is not economical, and from this point of view,
The value of Mo (%) + 1/2 W (%) was set at 1.5 to less than 4%. (j) N Since the N component has the effect of improving strength through solid solution strengthening, it is included as necessary when particularly high strength is required, but if the content is 0.05
If the content is less than 0.3%, the desired strength improvement effect cannot be obtained; on the other hand, if the content exceeds 0.3%,
Since melting and ingot making are difficult, its content was set at 0.05 to 0.3%. (k) Cu and Co These components have a uniform effect of improving the corrosion resistance of pipe materials, and Co has a solid solution strengthening effect. However, if Cu exceeds 2%, hot workability will deteriorate, while Co content will not improve further even if it exceeds 2%. each value
Cu: 2% and Co: 2% were set. (l) Rare earth elements, Y, Mg, Ti, and Ca These components have a uniform effect to further improve hot workability, so they can be used as needed when hot working is carried out under severe conditions. Rare earth elements: 0.10
%, Y: 0.20%, Mg: 0.10%, Ti: 0.5%,
If the content exceeds 0.10% of rare earth elements and
Y: 0.20% or less, Mg: 0.10% or less, Ti: 0.5
% or less, and Ca: 0.10% or less. (m) Cr (%) + 10Mo (%) + 5W (%) Figure 1 shows stress corrosion cracking resistance under severe corrosive environments. Cr (%) + 10Mo (%) + 5W
(%) and Ni (%). That is, Cr-Ni-Mo system, Cr-
Ni-W series and Cr-Ni-Mo-W series steels are melted, cast, forged and hot-rolled into a plate with a thickness of 7 mm, and then this plate is heated at a temperature of 1000°C. After being held for 30 minutes and subjected to water-cooling solution treatment, cold working was applied at a processing rate of 22% to improve strength. Width: 10mm×
A test piece with a length of 75 mm was cut out, and this test piece was heated at 10 atm using the three-point support beam jig shown in Figure 2, with a tensile stress equivalent to 0.2% proof stress being applied to the test piece S. H2S
and in a 20% NaCl solution (temperature: 150 °C) saturated with H2S and CO2 with 10 atm of CO2 .
A stress corrosion cracking test of 1000 hours immersion was carried out.
After the test, the presence or absence of cracks in the test piece was observed. Based on these results, the inventors independently set a conditional expression: Cr (%) + 10Mo
It has become clear that there is a relationship between (%) + 5W (%) and Ni content with respect to stress corrosion cracking resistance, as shown in Figure 1. In Figure 1, ○ marks indicate no cracks.
The x marks indicate the occurrence of cracks.
From the results shown in Figure 1, Cr (%) + 10Mo
(%) + 5W (%) value is less than 50%, and Ni
It is clear that if the content is less than 35%, the desired excellent stress corrosion cracking resistance cannot be obtained. In addition, in the alloy of this invention, B, Sn, Pb, and Zn are each contained at 0.1 as unavoidable impurities.
Even if the content is within the range of % or less, the properties of the alloy of the present invention will not be impaired in any way. B Solution Treatment Conditions and Cold Working Conditions The high strength of the oil country tubular goods of this invention is ensured not only by the inclusion of alloy components but also by performing cold working after completely solutionizing carbides. It is something. In this case, complete solid solution of carbide is
Lower limit temperature (%) calculated by 260logC (%) + 1300 and 16Mo (%) + 10W (%) + 10Cr (%) +
It is measured by holding the temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by 777 for 2 hours or less, but the formula for calculating the lower limit temperature above is: 260logC (%)
And upper limit temperature calculation formula: 16Mo (%) + 10W
(%) + 10Cr (%) + 777 was determined empirically based on numerous test results. Below the above lower limit temperature, carbides cannot be completely dissolved, and undissolved carbides remain. remains and stress corrosion cracking susceptibility increases.On the other hand, if the solution treatment temperature is increased beyond the above upper limit temperature or the holding time is extended beyond 2 hours, the crystal grains become coarse. As it became more and more
Since the desired high strength could not be obtained by subsequent cold working, the solution treatment temperature and holding time were determined as described above. In addition, in this invention, as described above, cold working is performed after the solution treatment to improve the strength.
If this cold working is performed with a wall thickness reduction rate of less than 10%, the desired strength cannot be secured, whereas if cold working is performed with a wall thickness reduction rate of more than 60%, ductility and toughness will deteriorate. Because of this, the wall thickness reduction rate for cold working was set at 10 to 60%. By applying the above component composition and manufacturing conditions, we manufacture oil country tubular goods that have high strength with a 0.2% proof stress of 80 kgf/mm 2 or more, and have excellent stress corrosion cracking resistance as well as ductility and toughness. It is possible to do so. Next, the method for manufacturing oil country tubular goods of the present invention will be specifically explained using examples and comparing with comparative examples. Example Molten metal having the composition shown in Table 1 was heated in a normal electric furnace and for the purpose of desulfurization and N addition.
Diameter: 50mm after melting using an Ar-oxygen decarburization furnace (AOD furnace) and, if necessary, an electroslag melting furnace (ESR furnace) for the purpose of dephosphorization.
It is cast into a φ ingot, and then hot forged at a temperature of 1200°C to create a diameter of 150mm.
A billet of φ is formed, and in this case, for the purpose of evaluating hot workability, it is observed whether or not cracks occur in the billet, and then the billet is hot extruded to form a billet with a diameter of 60 mmφ x wall thickness: A 4 mm raw pipe is formed, and then subjected to solution treatment and cold working under the solution treatment conditions (cooling after treatment is water cooling in both cases) and wall thickness reduction rate shown in Table 1. Inventive alloy tube materials 1 to 29, comparative alloy tube materials 1 to 8, and conventional alloy tube materials 1 to 4 were manufactured, respectively. Comparative alloy tube materials 1 to 8 have a content of any one of the constituent components or one of the manufacturing conditions (indicated with an asterisk in Table 1) of the present invention. The tube material 1 was manufactured under conditions outside the range, and all conventional alloy tube materials have known compositions.
For JIS/SUS316, same 2 for JIS/SUS310S, same 3
The composition is equivalent to Incoloy 800, and the composition corresponding to Incoloy 4 is JIS/SUS329J1. Next, the resulting alloy tube materials 1 to 1 of the present invention
29, Comparative alloy pipe materials 1 to 8, and conventional alloy pipe materials

【表】【table】

【表】【table】

【表】【table】

【表】 １〜４より長さ：20mmの試験片をそれぞれ切出
し、この試験片より長さ方向にそつて60゜に相当
する部分を切落し、この状態の試験片に第３図に
正面図で示されるようにボルトを貫通し、ナツト
でしめつけて管外表面に0.2％耐力に相当する引
張応力を付加し、この状態の試験片Ｓに対して、
H2S分圧をそれぞれ0.1気圧、１気圧、および20
気圧としたH2S―10気圧CO2―20％NaCl溶液
（液温：150℃）中に1000時間浸漬の応力腐食割れ
試験を行ない、試験後における応力腐食割れの有
無を調査した。この結果を、上記の熱間鍛造時の
割れ発生の有無、引張試験結果、および衝撃試験
結果と共に、第２表に合せて示した。なお、第２
表において、〇印はいずれも割れ発生のないもの
を示し、一方×印は割れ発生のあつたものを示
す。 第２表に示される結果から、比較合金管材１〜
８は、熱間加工性、耐応力腐食割れ性、および強
度のうちの少なくともいずれかの性質が劣つたも
のであるのに対して、本発明合金管材１〜29は、
いずれもすぐれた熱間加工性および耐応力腐食割
れ性を有し、さらに高強度を有し、かつ熱間加工
性は良好であるが、相対的に強度が低く、しかも
耐応力腐食割れ性に劣る従来合金管材１〜４と比
較しても一段とすぐれた特性を有することが明ら
かである。 上述のように、この発明の方法によつて製造さ
れた油井管は、特に高強度および優れた耐応力腐
食割れ性を有するので、これらの特性が要求され
る苛酷な環境下での石油並びに天然ガス採掘は勿
論のこと、地熱井管として用いた場合にもきわめ
て優れた性能を発揮するのである。[Table] From 1 to 4, cut out a test piece with a length of 20 mm, cut off a portion corresponding to 60° along the length direction from this test piece, and show the front view of the test piece in this state as shown in Figure 3. A tensile stress equivalent to 0.2% yield strength is applied to the outer surface of the tube by passing through the bolt and tightening it with a nut as shown in , and for the specimen S in this state,
H2S partial pressures are 0.1 atm, 1 atm, and 20 atm, respectively.
A stress corrosion cracking test was conducted by immersing the sample in a H 2 S - 10 atm CO 2 - 20% NaCl solution (liquid temperature: 150°C) for 1000 hours, and the presence or absence of stress corrosion cracking after the test was investigated. The results are shown in Table 2 together with the presence or absence of cracking during hot forging, the tensile test results, and the impact test results. In addition, the second
In the table, ○ marks indicate no cracks, while × marks indicate cracks. From the results shown in Table 2, comparative alloy tube materials 1 to
No. 8 is inferior in at least one of hot workability, stress corrosion cracking resistance, and strength, whereas alloy tube materials 1 to 29 of the present invention are
Both have excellent hot workability and stress corrosion cracking resistance, and also have high strength and good hot workability, but have relatively low strength and poor stress corrosion cracking resistance. It is clear that this material has even better characteristics than conventional alloy tube materials 1 to 4, which are inferior. As mentioned above, oil country tubular goods manufactured by the method of the present invention have particularly high strength and excellent stress corrosion cracking resistance, so they can be used in petroleum and natural products in harsh environments where these properties are required. It exhibits extremely excellent performance not only in gas extraction, but also when used as geothermal well pipes.

【図面の簡単な説明】[Brief explanation of drawings]

第１図は合金の耐応力腐食割れ性に関し、Ni
含有量とCr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）との関係
を示した図、第２図および第３図はそれぞれ板状
および管状試験片に対する応力腐食割れ試験の態
様を示す図である。 Figure 1 shows the stress corrosion cracking resistance of alloys.
A diagram showing the relationship between content and Cr (%) + 10Mo (%) + 5W (%), Figures 2 and 3 are diagrams showing the mode of stress corrosion cracking tests on plate-shaped and tubular specimens, respectively. .

Claims (1)

【特許請求の範囲】 １ Ｃ：0.05％以下、Si：1.0％以下、Mn：2.0％
以下、Ｐ：0.030％以下、Ｓ：0.005％以下、sol.
Al：0.5％以下、Ni：35〜60％、Cr：22.5〜35％
を含有し、Mo：４％未満およびＷ：８％未満の
うちの１種または２種を含有し、残りがFeと不
可避不純物からなる組成（以上重量％）を有し、
かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に、２時間以下保持の条件で固
溶化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加
工することを特徴とする耐応力腐食割れ性に優れ
た高強度油井管の製造法。 ２ Ｃ：0.05％以下、Si：1.0％以下、Mn：2.0％
以下、Ｐ：0.030％以下、Ｓ：0.005％以下、sol.
Al：0.5％以下、Ni：35〜60％、Cr：22.5〜35％
を含有し、Mo：４％未満およびＷ：８％未満の
うちの１種または２種を含有し、さらにCu：２
％以下およびCo：２％以下のうちの１種または
２種を含有し、残りがFeと不可避不純物からな
る組成（以上重量％）を有し、かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に、２時間以下保持の条件で固
溶化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加
工することを特徴とする耐応力腐食割れ性に優れ
た高強度油井管の製造法。 ３ Ｃ：0.05％以下、Si：1.0％以下、Mn：2.0％
以下、Ｐ：0.030％以下、Ｓ：0.005％以下、sol.
Al：0.5％以下、Ni：35〜60％、Cr：22.5〜35％
を含有し、Mo：４％未満およびＷ：８％未満の
うちの１種または２種を含有し、さらに希土類元
素：0.10％以下、Ｙ：0.20％以下、Mg：0.10％以
下、Ti：0.5％以下、およびCa：0.10％以下のう
ちの１種または２種以上を含有し、残りがFeと
不可避不純物からなる組成（以上重量％）を有
し、かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に、２時間以下保持の条件で固
溶化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加
工することを特徴とする耐応力腐食割れ性に優れ
た高強度油井管の製造法。 ４ Ｃ：0.05％以下、Si：1.0％以下、Mn：2.0％
以下、Ｐ：0.030％以下、Ｓ：0.005％以下、sol.
Al：0.5％以下、Ni：35〜60％、Cr：22.5〜35％
を含有し、Mo：４％未満およびＷ：８％未満の
うちの１種または２種を含有し、さらにCu：２
％以下およびCo：２％以下のうちの１種または
２種と、希土類元素：0.10％以下、Ｙ：0.20％以
下、Mg：0.10％以下、Ti：0.5％以下、および
Ca：0.10％以下のうちの１種または２種以上とを
含有し、残りがFeと不可避不純物からなる組成
（以上重量％）を有し、かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に、２時間以下保持の条件で固
溶化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加
工することを特徴とする耐応力腐食割れ性に優れ
た高強度油井管の製造法。 ５ Ｃ：0.05％以下、Si：1.0％以下、Mn：2.0％
以下、Ｐ：0.030％以下、Ｓ：0.005％以下、sol.
Al：0.5％以下、Ｎ：0.05〜0.3％、Ni：35〜60
％、Cr：22.5〜35％を含有し、Mo：４％未満お
よびＷ：８％未満のうちの１種または２種を含有
し、残りがFeと不可避不純物からなる組成（以
上重量％）を有し、かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に、２時間以下保持の条件で固
溶化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加
工することを特徴とする耐応力腐食割れ性に優れ
た高強度油井管の製造法。 ６ Ｃ：0.05％以下、Si：1.0％以下、Mn：2.0％
以下、Ｐ：0.030％以下、Ｓ：0.005％以下、sol.
Al：0.5％以下、Ｎ：0.05〜0.3％、Ni：35〜60
％、Cr：22.5〜35％を含有し、Mo：４％未満お
よびＷ：８％未満のうちの１種または２種を含有
し、さらにCu：２％以下およびCo：２％以下の
うちの１種または２種を含有し、残りがFeと不
可避不純物からなる組成（以上重量％）を有し、
かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に２時間以下保持の条件で固溶
化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加工
することを特徴とする耐応力腐食割れ性に優れた
高強度油井管の製造法。 ７ Ｃ：0.05％以下、Si：1.0％以下、Mn：2.0％
以下、Ｐ：0.030％以下、Ｓ：0.005％以下、sol.
Al：0.5％以下、Ｎ：0.05〜0.3％、Ni：35〜60
％、Cr：22.5〜35％を含有し、Mo：４％未満お
よびＷ：８％未満のうちの１種または２種を含有
し、さらに希土類元素：0.10％以下、Ｙ：0.20％
以下、Mg：0.10％以下、Ti：0.5％以下、および
Ca：0.10％以下のうちの１種または２種以上を含
有し、残りがFeと不可避不純物からなる組成
（以上重量％）を有し、かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に、２時間以下保持の条件で固
溶化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加
工することを特徴とする耐応力腐食割れ性に優れ
た高強度油井管の製造法。 ８ Ｃ：0.05％以下、Si：1.0％以下、Mn：2.0％
以下、Ｐ：0.030％以下、Ｓ：0.005％以下、sol.
Al：0.5％以下、Ｎ：0.05〜0.3％、Ni：35〜60
％、Cr：22.5〜35％を含有し、Mo：４％未満お
よびＷ：８％未満のうちの１種または２種を含有
し、さらにCu：２％以下およびCo：２％以下の
うちの１種または２種と、希土類元素：0.10％以
下、Ｙ：0.20％以下、Mg：0.10％以下、Ti：0.5
％以下、およびCa：0.10％以下のうちの１種また
は２種以上とを含有し、残りがFeと不可避不純
物からなる組成（以上重量％）を有し、かつ、 Cr（％）＋10Mo（％）＋5W（％）≧50％、 1.5％≦Mo（％）＋１／２Ｗ（％）＜４％、 の条件を満足する合金を、260logC（％）＋1300で
算出された下限温度（℃）と、16Mo（％）＋10W
（％）＋10Cr（％）＋777で算出された上限温度
（℃）の間の温度に、２時間以下保持の条件で固
溶化処理した後、10〜60％の肉厚減少率で冷間加
工することを特徴とする耐応力腐食割れ性に優れ
た高強度油井管の製造法。[Claims] 1 C: 0.05% or less, Si: 1.0% or less, Mn: 2.0%
Below, P: 0.030% or less, S: 0.005% or less, sol.
Al: 0.5% or less, Ni: 35-60%, Cr: 22.5-35%
containing one or two of Mo: less than 4% and W: less than 8%, with the remainder consisting of Fe and unavoidable impurities (weight% or more),
And, calculate the alloy that satisfies the following conditions: Cr (%) + 10Mo (%) + 5W (%) ≧ 50%, 1.5% ≦ Mo (%) + 1/2W (%) < 4%, using 260logC (%) + 1300 lower limit temperature (℃) and 16Mo (%) + 10W
(%) + 10Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. A method for manufacturing high-strength oil country tubular goods with excellent stress corrosion cracking resistance. 2 C: 0.05% or less, Si: 1.0% or less, Mn: 2.0%
Below, P: 0.030% or less, S: 0.005% or less, sol.
Al: 0.5% or less, Ni: 35-60%, Cr: 22.5-35%
contains one or two of Mo: less than 4% and W: less than 8%, and further contains Cu: 2%.
% or less and Co: 2% or less, with the remainder consisting of Fe and unavoidable impurities (wt%), and Cr (%) + 10Mo (%) + 5W ( %)≧50%, 1.5%≦Mo(%)+1/2W(%)<4% )+10W
(%) + 10Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. A method for manufacturing high-strength oil country tubular goods with excellent stress corrosion cracking resistance. 3 C: 0.05% or less, Si: 1.0% or less, Mn: 2.0%
Below, P: 0.030% or less, S: 0.005% or less, sol.
Al: 0.5% or less, Ni: 35-60%, Cr: 22.5-35%
Contains one or two of Mo: less than 4% and W: less than 8%, further rare earth elements: 0.10% or less, Y: 0.20% or less, Mg: 0.10% or less, Ti: 0.5 % or less, and Ca: 0.10% or less, with the remainder consisting of Fe and unavoidable impurities (weight %), and Cr (%) + 10Mo (%) +5W (%) ≧ 50%, 1.5% ≦ Mo (%) + 1/2W (%) < 4%, the lower limit temperature (℃) calculated by 260logC (%) + 1300, (%) +10W
(%) + 10Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. A method for manufacturing high-strength oil country tubular goods with excellent stress corrosion cracking resistance. 4 C: 0.05% or less, Si: 1.0% or less, Mn: 2.0%
Below, P: 0.030% or less, S: 0.005% or less, sol.
Al: 0.5% or less, Ni: 35-60%, Cr: 22.5-35%
contains one or two of Mo: less than 4% and W: less than 8%, and further contains Cu: 2%.
% or less and Co: 2% or less, rare earth elements: 0.10% or less, Y: 0.20% or less, Mg: 0.10% or less, Ti: 0.5% or less, and
Contains one or more of Ca: 0.10% or less, with the remainder consisting of Fe and unavoidable impurities (weight%), and Cr (%) + 10Mo (%) + 5W (%) )≧50%, 1.5%≦Mo(%)+1/2W(%)<4%, the lower limit temperature (℃) calculated by 260logC(%)+1300 and 16Mo(%) +10W
(%) + 10Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. A method for manufacturing high-strength oil country tubular goods with excellent stress corrosion cracking resistance. 5 C: 0.05% or less, Si: 1.0% or less, Mn: 2.0%
Below, P: 0.030% or less, S: 0.005% or less, sol.
Al: 0.5% or less, N: 0.05-0.3%, Ni: 35-60
%, Cr: 22.5 to 35%, Mo: less than 4% and W: less than 8%, and the remainder is Fe and unavoidable impurities (weight%). 260logC(%) Lower limit temperature (℃) calculated by +1300 and 16Mo (%) +10W
(%) + 10Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. A method for manufacturing high-strength oil country tubular goods with excellent stress corrosion cracking resistance. 6 C: 0.05% or less, Si: 1.0% or less, Mn: 2.0%
Below, P: 0.030% or less, S: 0.005% or less, sol.
Al: 0.5% or less, N: 0.05-0.3%, Ni: 35-60
%, Cr: 22.5 to 35%, contains one or two of Mo: less than 4% and W: less than 8%, and further contains Cu: 2% or less and Co: 2% or less. Contains one or two types, with the remainder consisting of Fe and unavoidable impurities (weight %),
And, calculate the alloy that satisfies the following conditions: Cr (%) + 10Mo (%) + 5W (%) ≧ 50%, 1.5% ≦ Mo (%) + 1/2W (%) < 4%, using 260logC (%) + 1300 lower limit temperature (℃) and 16Mo (%) + 10W
(%) + 10 Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (°C) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. A method for manufacturing high-strength oil country tubular goods with excellent stress corrosion cracking resistance. 7 C: 0.05% or less, Si: 1.0% or less, Mn: 2.0%
Below, P: 0.030% or less, S: 0.005% or less, sol.
Al: 0.5% or less, N: 0.05-0.3%, Ni: 35-60
%, Cr: 22.5 to 35%, Mo: less than 4% and W: less than 8%, further containing rare earth elements: 0.10% or less, Y: 0.20%
Below, Mg: 0.10% or less, Ti: 0.5% or less, and
Contains one or more of Ca: 0.10% or less, with the remainder consisting of Fe and unavoidable impurities (weight%), and Cr (%) + 10Mo (%) + 5W (%) ≧50%, 1.5%≦Mo (%) + 1/2W (%) < 4%, the lower limit temperature (℃) calculated by 260logC (%) + 1300 and 16Mo (%) + 10W
(%) + 10Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. A method for manufacturing high-strength oil country tubular goods with excellent stress corrosion cracking resistance. 8 C: 0.05% or less, Si: 1.0% or less, Mn: 2.0%
Below, P: 0.030% or less, S: 0.005% or less, sol.
Al: 0.5% or less, N: 0.05-0.3%, Ni: 35-60
%, Cr: 22.5 to 35%, contains one or two of Mo: less than 4% and W: less than 8%, and further contains Cu: 2% or less and Co: 2% or less. 1 or 2 types, rare earth elements: 0.10% or less, Y: 0.20% or less, Mg: 0.10% or less, Ti: 0.5
% or less, and one or more of Ca: 0.10% or less, with the remainder consisting of Fe and unavoidable impurities (wt%), and Cr (%) + 10Mo (%) ) + 5W (%) ≧ 50%, 1.5% ≦ Mo (%) + 1/2W (%) < 4%, the lower limit temperature (℃) calculated by 260logC (%) + 1300, 16Mo (%) + 10W
(%) + 10Cr (%) + 777 After solution treatment at a temperature between the upper limit temperature (℃) calculated by holding for 2 hours or less, cold working at a wall thickness reduction rate of 10 to 60%. A method for manufacturing high-strength oil country tubular goods with excellent stress corrosion cracking resistance.
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