RU2599936C2 - Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины и способ её изготовления - Google Patents

Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины и способ её изготовления Download PDF

Info

Publication number
RU2599936C2
RU2599936C2 RU2015101733/02A RU2015101733A RU2599936C2 RU 2599936 C2 RU2599936 C2 RU 2599936C2 RU 2015101733/02 A RU2015101733/02 A RU 2015101733/02A RU 2015101733 A RU2015101733 A RU 2015101733A RU 2599936 C2 RU2599936 C2 RU 2599936C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
less
stainless steel
corrosion resistance
oil well
pipe
Prior art date
Application number
RU2015101733/02A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015101733A (ru
Inventor
Кенитиро ЕГУТИ
Ясухиде ИСИГУРО
Юкио МИЯТА
Мицуо КИМУРА
Original Assignee
ДжФЕ СТИЛ 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 ДжФЕ СТИЛ КОРПОРЕЙШН filed Critical ДжФЕ СТИЛ КОРПОРЕЙШН
Publication of RU2015101733A publication Critical patent/RU2015101733A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2599936C2 publication Critical patent/RU2599936C2/ru

Links

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
    • C22C38/40—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel
    • C22C38/54—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel 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
    • C21D6/00—Heat treatment of ferrous alloys
    • C21D6/004—Heat treatment of ferrous alloys containing Cr and Ni
    • 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
    • C21D6/00—Heat treatment of ferrous alloys
    • C21D6/005—Heat treatment of ferrous alloys containing Mn
    • 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
    • C21D6/00—Heat treatment of ferrous alloys
    • C21D6/008—Heat treatment of ferrous alloys containing Si
    • 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
    • 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
    • C21D9/085—Cooling or quenching
    • 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
    • C22C38/005—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing rare earths, i.e. Sc, Y, Lanthanides
    • 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
    • C22C38/008—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing tin
    • 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
    • C22C38/40—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel
    • C22C38/42—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel with copper
    • 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
    • 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
    • C22C38/46—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel 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
    • C22C38/40—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel
    • C22C38/48—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel 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
    • C22C38/40—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel
    • C22C38/50—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing chromium with nickel with titanium or zirconium

Landscapes

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

Abstract

Изобретение относится к области металлургии, а именно к составам высокопрочных нержавеющих сталей, используемых для изготовления бесшовных труб для нефтяных скважит. Сталь содержит, мас.%: С: 0,05 или меньше, Si: 0,5 или меньше, Mn: 0,15 или больше и 1,0 или меньше, Cr: 13,5 или больше и 15,4 или меньше, Ni: 3,5 или больше и 6,0 или меньше, Мо: 1,5 или больше и 5,0 или меньше, Cu: 3,5 или меньше, W: 2,5 или меньше, N: 0,15 или меньше, Fe и неизбежные примеси остальное. Для компонентов стали выполняется следующее условие: -5,9×(7,82+27C-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0. Сталь обладает высокой стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к бесшовной стальной трубе, изготовленной из высокопрочной нержавеющей стали (далее в настоящем документе называемой также бесшовной трубой из высокопрочной нержавеющей стали), которую в идеальном случае можно использовать, например, для нефтяной скважины или скважины природного газа, и в частности, к бесшовной трубе из высокопрочной нержавеющей стали, которую в идеальном случае можно использовать для нефтяной скважины, трубе, имеющей высокую стойкость к углекислотной коррозии в очень агрессивной коррозионной среде, в которой присутствуют диоксид углерода (CO2) и ионы хлора (Cl-), а температура достигает 200°C, и высокую стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением в среде, в которой присутствует сероводород (H2S). В настоящем документе термин «бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали согласно настоящему изобретению» будет относиться к стальной трубе, характеризующейся пределом текучести на уровне 110 кфунт/кв. дюйм или больше и на уровне 125 кфунт/кв. дюйм или меньше, то есть пределом текучести, равным 758 МПа или больше и 1034 МПа или меньше.
Предшествующий уровень техники
В настоящее время нефтяные месторождения, находящиеся глубоко под землей, и которые до сих пор не принимались во внимание, а также нефтяные и газовые месторождения в сильно коррозионной среде, называемой кислой средой, в которой присутствует сероводород или тому подобное, и так далее в настоящий момент активно разрабатываются на фоне резкого роста цены на нефть и истощения нефтяных запасов, которое ожидается в недалеком будущем. Указанные нефтяные и газовые месторождения находятся, как правило, очень глубоко под землей и в сильно коррозионной среде, в которой температура окружающей среды является высокой и присутствуют CO2, Cl- и H2S. Требуется, чтобы стальная труба для нефтяной скважины в среде такого типа имела не только высокую прочность, но также и высокую коррозионную стойкость (стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением и стойкость к углекислотной коррозии).
До настоящего времени трубы из мартенситной нержавеющей стали, содержащей 13% Cr, широко применяли в качестве нефтепромысловых трубных изделий, подлежащих использованию для добычи на нефтяном и газовом месторождениях в среде, в которой присутствуют диоксид углерода CO2, ионы хлора Cl- и так далее. Кроме того, в последнее время в возрастающем количестве применяется модифицированная мартенситная нержавеющая сталь 13Cr, которая имеет химический состав, содержащий меньше С, а больше Ni и Mo, чем традиционная мартенситная нержавеющая сталь 13Cr.
Например, в патентном документе 1 раскрыта модифицированная мартенситная нержавеющая сталь (материал трубы), в которой улучшена коррозионная стойкость мартенситной нержавеющей стали 13% Cr (материала трубы). Нержавеющая сталь (материал трубы) согласно патентному документу 1 представляет собой мартенситную нержавеющую сталь с высокой коррозионной стойкостью и стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, при этом сталь имеет химический состав, содержащий от 10% до 15% Cr, в котором содержание С ограничено количеством от 0,005% до 0,05%, содержание Ni составляет 4,0% или больше, содержание Cu составляет от 0,5% до 3%, а содержание Mo составляет от 1,0% до 3,0%, при этом состав регулируют так, чтобы Nieq был равен -10 или больше, и сталь имеет микроструктуру, включающую в себя фазу отпущенного мартенсита, фазу мартенсита и фазу остаточного аустенита, в которой сумма фазовых долей отпущенной мартенситной фазы и мартенситной фазы составляет от 60% до 90%. Раскрыто, что коррозионная стойкость и стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением в среде влажного "диоксида углерода и среде влажного сероводорода повышается при использовании указанной стали.
В дополнение к этому, в настоящее время разрабатываются нефтяные скважины в коррозионной среде при более высокой температуре (достигающей 200°C). Однако существует проблема, заключающаяся в том, что требуемая коррозионная стойкость, которая является удовлетворительной в данной коррозионной среде при высокой температуре, не может стабильно достигаться при помощи технологии согласно патентному документу 1.
С учетом вышесказанного, требуется труба для нефтяной скважины с высокой коррозионной стойкостью и стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, которую можно использовать в коррозионной среде при такой высокой температуре, и были предложены различные типы труб из мартенситной нержавеющей стали.
Например, в патентном документе 2 раскрыта труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью, при этом сталь имеет химический состав, включающий С: от 0,005% до 0,05%; Si: от 0,05% до 0,5%; Mn: от 0,2% до 1,8%; Cr: от 15,5% до 18%; Ni: от 1,5% до 5%; Mo: от 1% до 3,5%; V: от 0,02% до 0,2%; N: от 0,01% до 0,15% и О: 0,006% или меньше, при этом заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Ni, Mo, Cu и С, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Mo, Si, С, Mn, Ni, Cu и N, а также микроструктуры, включающей в себя фазу мартенсита как основную фазу и от 10% до 60% объемных долей фазы феррита, или дополнительно, 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита. Раскрыто, что трубу из нержавеющей стали для нефтяной скважины, имеющую высокую прочность и пластичность, которая обладает удовлетворительной коррозионной стойкостью даже в сильно коррозионной среде, в которой присутствуют CO2 и Cl- и температура достигает 230°C, можно стабильно изготовлять при использовании указанной стали.
В дополнение к этому, в патентном документе 3 раскрыта труба из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины, имеющая высокую пластичность и высокую коррозионную стойкость. Стальная труба согласно патентному документу 3 представляет собой стальную трубу, которая имеет химический состав, включающий, мас.%, С: 0,04% или меньше; Si: 0,50% или меньше; Mn: от 0,20% до 1,80%; Cr: от 15,5% до 17,5%; Ni: от 2,5% до 5,5%; V: 0,20% или меньше; Mo: от 1,5% до 3,5%; W: от 0,50% до 3,0%; Al: 0,05% или меньше; N: 0,15% или меньше и О: 0,006% или меньше, при этом заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Mo, W и С, одновременно заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Mo, W, Si, С, Mn, Cu, Ni и N, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Mo и W, а также микроструктуру, включающую фазу мартенсита как основную фазу и от 10% до 50% объемных долей фазы феррита. Раскрыто, что трубу из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины, которая имеет удовлетворительную коррозионную стойкость даже при высокой температуре в сильно коррозионной среде, в которой присутствуют CO2, Cl- и H2S, можно стабильно изготовлять при использовании данной стали.
В дополнение к этому, в патентном документе 4 раскрыта труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением и стойкостью к высокотемпературной углекислотной коррозии. Стальная труба согласно патентному документу 4 представляет собой стальную трубу, которая при этом имеет химический состав, включающий, мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 1,0% или меньше; Cr: более 16% и 18% или меньше; Mo: более 2% и 3% или меньше; Cu: от 1% до 3,5%; Ni: 3% или больше и менее 5%; Al: от 0,001% до 0,1%; Mn: 1% или меньше и N: 0,05% или меньше, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Mn и N, а также микроструктуру, включающую фазу мартенсита как основную фазу, от 10% до 40% объемных долей фазы феррита и 10% или меньше объемных долей остаточной γ-фазы. Раскрыто, что трубу из высокопрочной нержавеющей стали, которая имеет удовлетворительную коррозионную стойкость даже в среде диоксида углерода при температуре, достигающей 200°C, и которая имеет удовлетворительную стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением даже в атмосферном газе при пониженной температуре, можно изготовлять при использовании указанной стали.
В дополнение к этому, в патентном документе 5 раскрыта нержавеющая сталь для нефтяной скважины, при этом сталь имеет химический состав, включающий, мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 0,5% или меньше; Mn: от 0,01% до 05%; P: 0,04% или меньше; S: 0,01% или меньше; Cr: от более 16,0% до 18,0%; Ni: от более 4,0% до 5,6%; Mo: от 1,6% до 4,0%; Cu: от 1,5% до 3,0%; Al: от 0,001% до 0,10% и N: 0,050% или меньше, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Cu, Ni и Mo, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством (C+N), Mn, Ni, Cu и (Cr+Mo), микроструктуру, включающую в себя фазу мартенсита и от 10% до 40% объемных долей фазы феррита, при этом область фазы феррита имеет протяженность 50 мкм в направлении толщины от поверхности стали и пересекается в отношении более 85% с отрезками виртуальной линии, расположенными на ней с интервалами 10 мкм в диапазоне 200 мкм, и характеризуется пределом текучести 758 МПа или выше. Раскрыто, что нержавеющую сталь для нефтяной скважины, которая имеет высокую коррозионную стойкость в среде при высокой температуре и которая имеет высокую стойкость к SSC при комнатной температуре, можно изготовлять при использовании указанной стали.
Список цитированной литературы
Патентные документы
[PTL 1] Публикация нерассмотренной японской патентной заявки №10-1755
[PTL 2] Публикация нерассмотренной японской патентной заявки №2005-336595
[PTL 3] Публикация нерассмотренной японской патентной заявки №2008-81793
[PTL 4] Международная публикация № WO 2010/050519
[PTL 5] Международная публикация № WO 2010/134498
Сущность изобретения
Техническая проблема
В способах согласно патентным документам 2-5 коррозионную стойкость улучшают, задавая содержание Cr больше 15 мас.%. Однако существует проблема, заключающаяся в том, что повышение содержания Cr, который является дорогостоящим компонентом сплава, обусловливает резкое возрастание стоимости, что приводит к появлению экономического недостатка.
Для решения проблем, имеющихся в традиционных способах, описанных выше, цель настоящего изобретения состоит в получении бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины, при этом труба характеризуется высокой коррозионной стойкостью (стойкостью к углекислотной коррозии) в сильно коррозионной среде, к которой присутствуют CO2 и Cl-, а температура достигает 200°C, и высокой коррозионной стойкостью (стойкостью к сульфидному растрескиванию под напряжением) в среде, в которой присутствует H2S, без повышения содержания Cr и с химическим составом, включающим сравнительно низкое содержание Cr, около 15 мас.%, а также целью является способ изготовления данной трубы. В настоящем документе термин «высокопрочная» будет относиться к случаю, когда предел текучести стали составляет 110 кфунт/кв.дюйм (758 МПа) или больше.
Решение проблемы
Для достижения цели, описанной выше, авторы настоящего изобретения тщательно провели исследования в случае нержавеющей трубы, имеющей химический состав, включающий сравнительно низкое содержание Cr, около 15 мас.%, в отношении различных факторов, оказьшающих воздействие на коррозионную стойкость в коррозионной среде, в которой присутствуют CO2 и Cl-, а температура достигает 200°C, и коррозионную стойкость в среде, в которой присутствует H2S, и в результате обнаружили, что высокая стойкость к углекислотной коррозии может достигаться даже в среде, в которой присутствуют CO2 и Cl-, а температура достигает 200°C, и что стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, эквивалентная стойкости стали 17Cr, может достигаться даже в коррозионной среде, в которой присутствует H2S, посредством регулирования микроструктуры, которая представляет собой составную микроструктуру, включающую фазу мартенсита как основную фазу и от 10% до 60% объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы, либо дополнительно 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.
Далее, исходя из результатов дополнительных исследований, проведенных авторами настоящего изобретения, они обнаружили, что для регулирования микроструктуры, имеющей сравнительно низкое содержание Cr, около 15 мас.%, которая представляет собой заданную составную микроструктуру, важно контролировать содержание элементов С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N таким образом, чтобы выполнялось неравенство (1), приведенное ниже:
-5,9×(7,82+27С-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0 (1),
(где С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов). Следует отметить, что левая часть неравенства (1) была экспериментально получена авторами настоящего изобретения как индикатор тенденции образования фазы феррита, и авторы настоящего изобретения обнаружили, что для получения требуемой составной микроструктуры важно регулировать величины содержания и виды компонентов сплава таким образом, чтобы выполнялось неравенство (1).
Авторы настоящего изобретения считают, что причина, по которой стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, эквивалентная стойкости стали, содержащей 17% Cr, может достигаться посредством формирования составной микроструктуры, включающей, по меньшей мере, фазу феррита в дополнение к фазе мартенсита, является следующей.
Поскольку фаза феррита представляет собой фазу, которая обладает хорошей стойкостью к питтинговой коррозии (стойкостью к точечной коррозии) и является стабильной в диапазоне температур от высокой до низкой, фаза феррита выделяется в виде слоя в направлении прокатки, то есть, в осевом направлении трубы. Следовательно, поскольку слоистая микроструктура параллельна направлению воздействия напряжения от нагрузки в испытании на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением, это означает, что направление воздействия напряжения от нагрузки находится под прямым углом к направлению, в котором легко развивается трещина (SSC) при проведении испытания на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением (SSC), и полагают, что развитие трещины (SSC) подавляется, и это приводит к повышению коррозионной стойкости (стойкости к SSC).
Настоящее изобретение выполнено на основании полученных сведений, описанных выше, и дополнительных исследований. То есть, объектом настоящего изобретения является следующее.
(1) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины, при этом труба имеет химический состав, включающий мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 0,5% или меньше; Mn: 0,15% или больше и 1,0% или меньше; Р: 0,030% или меньше; S: 0,005% или меньше; Cr: 13,5% или больше и 15,4% или меньше; Ni: 3,5% или больше и 6,0% или меньше; Mo: 1,5% или больше и 5,0% или меньше; Cu: 3,5% или меньше; W: 2,5% или меньше; N: 0,15% или меньше и остальное, представляет собой Fe и неизбежные примеси, при этом содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1), приведенному ниже:
-5,9×(7,82+27С-0,91 Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0 (1),
(где С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов).
(2) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (1), при этом труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, V: 0,02% или больше и 0,12% или меньше.
(3) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (1) или (2), при этом труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10% или меньше.
(4) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пл. (1)-(3), при этом труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02% или больше и 0,50% или меньше; Ti: 0,02% или больше и 0,16% или меньше; Zr: 0,50% или меньше и В: 0,0030% или меньше.
(5) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пл. (1)-(4), при этом труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005% или меньше; Са: 0,005% или меньше и Sn: 0,20% или меньше.
(6) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пл. (1)-(5), при этом труба дополнительно обладает микроструктурой, включающей мартенсит как основную фазу, а также 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.
(7) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (6), при этом труба обладает микроструктурой, дополнительно включающей 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.
(8) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины, который включает осуществление закалки и отпуска в отношении бесшовной трубы из нержавеющей стали, имеющей химический состав, включающий, мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 0,5% или меньше; Mn: 0,15% или больше и 1,0% или меньше; Р: 0,030% или меньше; S: 0,005% или меньше; Cr: 13,5% или больше и 15,4% или меньше; Ni: 3,5% или больше и 6,0% или меньше; Mo: 1,5% или больше и 5,0% или меньше; Cu: 3,5% или меньше; W: 2,5% или меньше; N: 0,15% или меньше и остальное, Fe и неизбежные примеси, при этом содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1), приведенному ниже:
-5,9×(7,82+27С-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0 (1),
(где С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов), причем закалка включает нагревание трубы до температуры 850°C или выше и охлаждение нагретой трубы со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или больше, до температуры 50°C или ниже; отпуск включает нагревание обработанной трубы до температуры, равной температуре превращения Ac1 или ниже, и охлаждение нагретой трубы.
(9) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (8), в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, V: 0,02% или больше и 0,12% или меньше.
(10) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (8) или (9), в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10% или меньше.
(11) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пл. (8)-(10), в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02% или больше и 0,50% или меньше; Ti: 0,02% или больше и 0,16% или меньше; Zr: 0,50% или меньше и В: 0,0030% или меньше.
(12) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. (8)-(11), в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005% или меньше; Са: 0,005% или меньше и Sn: 0,20% или меньше.
Полезные эффекты изобретения
Согласно настоящему изобретению при сравнительно низкой стоимости можно изготовлять бесшовную трубу из высокопрочной нержавеющей стали, обладающую высокой стойкостью к углекислотной коррозии в коррозионной среде, в которой присутствуют CO2 и Cl-, а температура достигает 200°C, и высокой стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, эквивалентной стойкости стали, имеющей химический состав, включающий около 17 мас.% Cr, в среде, в которой присутствует H2S, даже с химическим составом, имеющим сравнительно низкое содержание Cr, около 15 мас.%; трубу, которая является значительно эффективной в промышленности.
Описание вариантов осуществления изобретения
Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению имеет химический состав, включающий, мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 0,5% или меньше; Mn: 0,15% или больше и 1,0% или меньше; Р: 0,030% или меньше; S: 0,005% или меньше; Cr: 13,5% или больше и 15,4% или меньше; Ni: 3,5% или больше и 6,0% или меньше; Mo: 1,5% или больше и 5,0% или меньше; Cu: 3,5% или меньше; W: 2,5% или меньше; N: 0,15% или меньше и остальное Fe и неизбежные примеси, при этом содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1), приведенному ниже:
-5,9×(7,82+27C-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11H)≥13,0 (1),
(где С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов).
Во-первых, будет описана причина ограничений химического состава трубы согласно настоящему изобретению. Далее в настоящем документе мас.% будет обозначаться просто «%», если прямо не указано иного.
С: 0,05% или меньше
Хотя С является важным химическим элементом, который повышает прочность мартенситной нержавеющей стали, и предпочтительно, чтобы содержание С составляло 0,01% или больше для достижения требуемой прочности согласно настоящему изобретению, имеет место ухудшение стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением в случае, если содержание С составляет больше 0,05%. С учетом вышесказанного, содержание С ограничивается 0,05% или меньше, предпочтительно 0,02% или больше и 0,04% или меньше.
Si: 0,5% или меньше
Si представляет собой химический элемент, который является эффективным в качестве раскислителя, и предпочтительно, чтобы содержание Si составляло 0,1% или больше для воплощения указанного эффекта. С другой стороны, имеет место ухудшение обрабатываемости в горячем состоянии в случае, если содержание Si составляет больше 0,5%. Следовательно, содержание Si ограничивается 0,5% или меньше, предпочтительно 0,2% или больше и 0,3% или меньше.
Mn: 0,15% или больше и 1,0% или меньше
Mn является химическим элементом, который повышает прочность стали, и необходимо, чтобы содержание Mn составляло 0,15% или больше для достижения требуемой прочности согласно настоящему изобретению. С другой стороны, имеет место ухудшение пластичности в случае, если содержание Mn составляет больше 1,0%. С учетом вышесказанного, содержание Mn ограничивается 0,15% или больше и 1,0% или меньше, предпочтительно 0,2% или больше и 0,5% или меньше.
Р: 0,030% или меньше
Поскольку Р ухудшает коррозионную стойкость, как например, стойкость к углекислотной коррозии, стойкость к точечной коррозии и стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением, хотя и предпочтительно, чтобы содержание Р являлось как можно меньшим, приемлемо, если содержание Р составляет 0,030% или меньше. Следовательно, содержание Р ограничивается 0,030% или меньше, предпочтительно 0,020% или меньше.
S: 0,005% или меньше
Так как S является химическим элементом, который оказывает отрицательное влияние на устойчивый режим процесса изготовления трубы в результате ухудшения обрабатываемости в горячем состоянии, хотя и предпочтительно, чтобы содержание S являлось как можно меньшим, изготовление трубы при использовании процесса в нормальном режиме является возможным в случае, если содержание S составляет 0,005% или меньше. С учетом вышесказанного, содержание S ограничивается 0,005% или меньше, предпочтительно 0,002% или меньше.
Cr: 13,5% или больше и 15,4% или меньше
Cr представляет собой химический элемент, который способствует повышению коррозионной стойкости в результате образования защитной пленки, и необходимо, чтобы содержание Cr составляло 13,5% или больше согласно настоящему изобретению. С другой стороны, требуемая прочность не может достигаться вследствие увеличения доли фазы феррита в случае, если содержание Cr составляет больше 15,4%. Следовательно, содержание Cr ограничивается 13,5% или больше и 15,4% или меньше, предпочтительно 14,0% или больше и 15,0% или меньше.
Ni: 3,5% или больше и 6,0% или меньше
Ni представляет собой химический элемент, который улучшает коррозионную стойкость в результате упрочнения защитной пленки. В дополнение к этому, Ni повышает прочность стали посредством упрочнения твердого раствора. Указанные эффекты становятся заметными в случае, если содержание Ni составляет 3,5% или больше. С другой стороны, имеет место понижение прочности вследствие ухудшения стабильности фазы мартенсита в случае, если содержание Ni составляет более 6,0%. С учетом вышесказанного, содержание Ni ограничивается 3,5% или больше и 6,0% или меньше, предпочтительно 3,5% или больше и 5,0% или меньше.
Mo: 1,5% или больше и 5,0% или меньше
Mo представляет собой химический элемент, который повышает стойкость к точечной коррозии, вызываемой ионами Cl- и низким уровнем рН, и необходимо, чтобы содержание Mo составляло 1,5% или больше согласно настоящему изобретению. Невозможно заявлять, что достаточная коррозионная стойкость может достигаться в сильно коррозионной среде в случае, если содержание Mo составляет менее 1,5%. С другой стороны, в случае, если Mo содержится в значительном количестве, более 5,0%, имеет место резкое возрастание стоимости изготовления, поскольку Mo является дорогостоящим химическим элементом; наблюдается также ухудшение пластичности и коррозионной стойкости вследствие выделения χ_фазы. С учетом вышесказанного, содержание Mo ограничивается 1,5% или больше и 5,0% или меньше, предпочтительно 3,0% или больше и 5,0% или меньше.
Cu: 3,5% или меньше
Cu представляет собой химический элемент, который повышает стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением в результате подавления проникновения водорода в сталь посредством упрочнения защитной пленки. Предпочтительно, чтобы содержание Cu составляло 0,3% или больше для воплощения указанного эффекта. С другой стороны, имеет место ухудшение обрабатываемости в горячем состоянии в результате обусловливания межзеренного выделения CuS в случае, если содержание Cu составляет больше 3,5%. Следовательно, содержание Cu ограничивается 3,5% или меньше, предпочтительно 0,5% или больше и 2,0% или меньше.
W: 2,5% или меньше
W способствует повышению прочности стали и улучшает стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением. Предпочтительно, чтобы содержание W составляло 0,5% или больше для воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеет место ухудшение пластичности и коррозионной стойкости вследствие выделения %-фазы в случае, если W содержится в значительном количестве, более 2,5%. С учетом вышесказанного, содержание W ограничивается 2,5% или меньше, предпочтительно 0,8% или больше и 1,2% или меньше.
N: 0,15% или меньше
N является химическим элементом, который значительно улучшает стойкость к питтинговой коррозии. Данный эффект становится заметным в случае, если содержание N составляет 0,01% или больше. С другой стороны, образуются различные виды нитридов в случае, если содержание N составляет больше 0,15%, что приводит к ухудшению пластичности. Следовательно, содержание N ограничивается 0,15% или меньше, предпочтительно 0,01% или больше и 0,07% или меньше.
Труба согласно настоящему изобретению имеет химический состав, включающий химические элементы, описанные выше, в количествах, находящихся в диапазонах, описанных выше, при этом содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N удовлетворяет первенству (1).
-5,9×(7,82+27С-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0 (1).
Левая часть неравенства (1) была получена в качестве индикатора тенденции образования фазы феррита, и двухфазную микроструктуру, состоящую из фаз мартенсита и феррита, можно стабильно получать как микроструктуру продукта в случае, если величины содержания компонентов сплава, представленные в неравенстве (1), регулируют так, чтобы удовлетворять неравенству (1). С учетом вышесказанного, в настоящем изобретении величины содержания компонентов сплава регулируются таким образом, чтобы удовлетворять неравенству (1).
Химический состав, описанный выше, представляет собой базовый химический состав, и в дополнение к нему, химический состав согласно настоящему изобретению дополнительно может включать V: 0,02% или больше и 0,12% или меньше и/или Al: 0,10% или меньше и/или один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02% или больше и 0,50% или меньше; Ti: 0,02% или больше и 0,16% или меньше; Zr: 0,50% или меньше и В: 0,0030% или меньше и/или один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005% или меньше; Са: 0,005% или меньше и Sn: 0,20% или меньше в качестве селективных химических элементов, по мере необходимости.
V: 0,02% или больше и 0,12% или меньше
V представляет собой химический элемент, который повышает прочность стали посредством дисперсионного упрочнения, а также увеличивает стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением и может иметься в составе по мере необходимости. Предпочтительно, чтобы содержание V составляло 0,02% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеется ухудшение пластичности в случае, если содержание V составляет больше 0,12%. С учетом вышесказанного, предпочтительно, чтобы содержание V ограничивалось 0,02% или больше и 0,12% или меньше, более предпочтительно 0,04% или больше и 0,08% или меньше.
Al: 0,10% или меньше
Al представляет собой химический элемент, который является эффективным в качестве раскислителя и может иметься в составе по мере необходимости. Предпочтительно, чтобы содержание Al составляло 0,01% или больше с целью воплощения указанного эффекта. С другой стороны, наблюдается отрицательное воздействие на пластичность вследствие количества оксидов, являющегося избыточным в случае, если Al содержится в значительном количестве, более 0,10%. С учетом вышесказанного, предпочтительно, чтобы содержание Al содержание составляло 0,10% или меньше, более предпочтительно 0,02% или больше и 0,06% или меньше.
Один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02% или больше и 0,50% или меньше; Ti: 0,02% или больше и 0,16% или меньше; Zr: 0,50% или меньше и В: 0,0030% или меньше
Nb, Ti, Zr и В являются химическими элементами, которые способствуют повышению прочности и могут входить в составе по мере необходимости.
Nb способствует не только повышению прочности, как описано выше, но и улучшению пластичности. Предпочтительно, чтобы содержание Nb составляло 0,02% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеется ухудшение пластичности в случае, если содержание Nb составляет более 0,50%. С учетом вышесказанного, в случае, если содержится Nb, то его содержание задается на уровне 0,02% или больше и 0,50% или меньше.
Ti способствует не только повышению прочности, как описано выше, но и улучшению стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением. Предпочтительно, чтобы содержание Ti составляло 0,02% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, наблюдается ухудшение пластичности и стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением вследствие образования выделений большого размера в случае, если содержание Ti составляет более 0,16%. С учетом вышесказанного, в случае, если содержится Ti, предпочтительно, чтобы содержание Ti ограничивалось 0,02% или больше и 0,16% или меньше.
Zr способствует не только повышению прочности, как описано выше, но и улучшению стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением. Предпочтительно, чтобы содержание Zr составляло 0,02% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, наблюдается ухудшение пластичности в случае, если содержание Zr составляет более 0,50%. Следовательно, в случае, если содержится Zr, предпочтительно, чтобы содержание Zr ограничивалось 0,50% или меньше.
В способствует не только повышению прочности, как описано выше, но и улучшению стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, а также обрабатываемости в горячем состоянии. Предпочтительно, чтобы содержание В составляло 0,0005% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеется ухудшение пластичности и обрабатываемости в горячем состоянии в случае, если содержание В составляет более 0,0030%. С учетом вышесказанного, предпочтительно, чтобы содержание В ограничивалось 0,0005% или больше и 0,0030% или меньше.
Один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005% или меньше; Са: 0,005% или меньше и Sn: 0,20% или меньше
РЗМ, Са и Sn, все являются химическими элементами, которые способствуют улучшению стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением, и один или несколько элементов, выбранных из их числа, можно включать в состав по мере необходимости. Предпочтительно, чтобы содержание РЗМ составляло 0,001% или больше, содержание Са составляло 0,001% или больше и содержание Sn составляло 0,05% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеются экономические проблемы в случае, если содержание РЗМ составляет более 0,005%, содержание Са составляет более 0,005%, а содержание Sn составляет более 0,20%, поскольку проявление эффектов, соответствующих таким величинам содержания достигает насыщения. С учетом вышесказанного, в случае, если содержатся РЗМ, Са и Sn, предпочтительно, чтобы содержание РЗМ ограничивалось 0,005% или меньше, содержание Са ограничивалось 0,005% или меньше, а содержание Sn ограничивалось 0,20% или меньше.
Остальная часть химического состава, отличного от химических элементов, описанных выше, состоит из Fe и неизбежных примесей.
Во-вторых, будет описана причина ограничений в отношении микроструктуры бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению.
Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению имеет химический состав, описанный выше, и микроструктуру, содержащую фазу мартенсита как основную фазу, а также 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы, или дополнительно 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.
Принято, что основной фазой материала бесшовной трубы согласно настоящему изобретению является фаза мартенсита с целью достижения требуемой высокой прочности. В дополнение к этому, принято, что микроструктура материала бесшовной трубы согласно настоящему изобретению представляет собой двухфазную (составную) микроструктуру, состоящую из фаз мартенсита и феррита, по меньшей мере, в результате выделения 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы, с целью достижения стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, эквивалентной стойкости стали, содержащей 17% Cr. Поскольку слоистая микроструктура образуется указанным способом в осевом направлении трубы, развитие трещины подавляется, что приводит к улучшению стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением. Требуемая коррозионная стойкость не может достигаться в случае, если доля фазы феррита составляет менее 10%, так как слоистая микроструктура не образуется. С другой стороны, требуемая прочность не может достигаться в случае, если фаза феррита выделяется в значительном количестве, более 60%. С учетом вышесказанного, объемная доля фазы феррита в качестве второй фазы задается равной 10% или больше и 60% или меньше, предпочтительно 20% или больше и 50% или меньше.
В дополнение к фазе феррита как второй фазе, может выделяться фаза остаточного аустенита в количестве 30% или меньше объемных долей. Наблюдается улучшение пластичности и вязкости металла вследствие присутствия фазы остаточного аустенита. Указанные эффекты могут достигаться в случае, если объемная доля фазы остаточного аустенита составляет 30% или меньше. Требуемая прочность не может достигаться в случае, если существует фаза остаточного аустенита в значительном количестве, более 30% объемных долей. С учетом вышесказанного, предпочтительно, чтобы объемная доля фазы остаточного аустенита в качестве второй фазы составляла 30% или меньше.
В-третьих, будет описан предпочтительный способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению.
Согласно настоящему изобретению исходным материалом является материал бесшовной трубы из нержавеющей стали, имеющий химический состав, описанный выше. Не существует никакого конкретного ограничения способа изготовления бесшовной трубы из нержавеющей стали как исходного материала и можно применять любой из общеизвестных способов изготовления.
Например, предпочтительно, чтобы расплавленную сталь, имеющую химический состав, описанный выше, рафинировали общепринятым способом, таким как способ с использованием конвертерной печи, и чтобы исходную заготовку для трубы готовили общепринятым способом, таким как способ непрерывной разливки или способ разливки на слитки и прокатки слябов. Впоследствии указанное исходное изделие для трубы нагревают и подвергают трубопрокатке с использованием широко известного способа трубопрокатки, такого как способ Маннесмана с использованием стана для прокатки труб на короткой оправке или способ Маннесмана с использованием непрерывного стана для прокатки труб на оправке, и превращают в бесшовную трубу, имеющую требуемый размер и химический состав, описанный выше.
Предпочтительно, чтобы бесшовная труба охлаждалась до комнатной температуры со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или большей (примерно больше 0,3°C/с), после выполнения трубопрокатки. Данным способом можно получать микроструктуру, имеющую фазу мартенсита в качестве основной фазы. Следует отметить, что бесшовную трубу можно изготовлять способом горячей экструзии или способом прессования.
После процесса охлаждения, в котором бесшовную трубу охлаждают до комнатной температуры со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или большей, выполняют закалку, в которой трубу дополнительно нагревают до температуры 850°C или выше, а затем охлаждают до температуры 50°C или ниже со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или большей (примерно больше 0,3°C/с). Бесшовную трубу, содержащую фазу мартенсита в качестве основной фазы и соответствующее количество фазы феррита, получают указанным способом. Требуемая прочность может достигаться в случае, если температура нагревания ниже 850°C. Следует отметить, предпочтительно, чтобы температура нагревания в ходе закалки находилась в диапазоне от 960°C до 1100°C.
Бесшовную трубу, которую подвергли закалке, подвергают отпуску, в ходе которого трубу нагревают до температуры, равной температуре превращения Ac1 или ниже, а затем охлаждают воздухом.
Микроструктура трубы становится микроструктурой, содержащей фазу отпущенного мартенсита, фазу феррита и небольшое количество фазы остаточного аустенита (остаточной γ-фазы), в результате осуществления отпуска, в ходе которого трубу нагревают до температуры, равной температуре превращения Ac1 или ниже, предпочтительно, 700°C или ниже и 520°C или выше. Бесшовную трубу, обладающую требуемой высокой прочностью, высокой пластичностью и очень хорошей стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, изготавливают указанным способом. Требуемая высокая прочность, высокая пластичность и очень хорошая стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением не могут достигаться в случае, если температура отпуска выше температуры превращения Ac1, поскольку образуется фаза мартенсита непосредственно после закалки. Следует заметить, что процедуру отпуска, описанную выше, можно выполнять без осуществления процедуры закалки.
Настоящее изобретение будет дополнительно описано на основе примеров, следующих ниже.
Примеры
Расплавленную сталь, имеющую химический состав, приведенный в таблице 1, перерабатывали с использованием конвертерной печи и отливали в трубную заготовку (исходное стальное изделие для труб) при использовании способа непрерывной разливки. Трубную заготовку подвергали трубопрокатке при использовании опытного прокатного стана для производства бесшовных труб, после осуществления трубопрокатки охлаждали воздухом и превращали в бесшовную трубу с внешним диаметром 83,8 мм и толщиной стенки 12,7 мм.
Материал образца для испытаний вырезали из полученной бесшовной трубы и подвергали закалке, в ходе которой материал нагревали и охлаждали в условиях, приведенных в таблице 2. После этого материал образца для испытаний дополнительно подвергали процедуре отпуска, в ходе которой материал нагревали и охлаждали воздухом в условиях, приведенных в таблице 2.
Фотографию микроструктуры образца для испытаний, подлежащего использованию для исследования микроструктуры, который вырезали из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска и травления реактивом Вилелла, снимали с использованием сканирующего электронного микроскопа (при увеличении в 1000 раз) и вычисляли долю (об. %) фазы феррита при помощи устройства для анализа изображений.
В дополнение к этому, долю фазы остаточного аустенита определяли с использованием рентгеновской дифрактометрии. Интегральные интенсивности дифрагированных рентгеновских лучей плоскости (220) γ-фазы и плоскости (211) α-фазы образца для испытаний, подлежавшего использованию для проведения измерения, который вырезали из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска, определяли с использованием метода дифракции рентгеновских лучей и получали величину объемной доли γ-фазы путем преобразования с использованием следующего уравнения:
γ (объемная доля)=100/(1+(IaRγ/IγRα)),
где Iα: интегральная интенсивность α-фазы
Rα: величина доли α-фазы, вычисленная теоретически на основе данных кристаллографии
Iγ: интегральная интенсивность γ-фазы
Rγ: величина доли γ-фазы, вычисленная теоретически на основе данных кристаллографии. В дополнение к этому, величину объемной доли фазы мартенсита получали в виде остатка, отличающегося от указанных фаз.
В дополнение к этому, испытание на растяжение выполняли в соответствии со стандартами API с использованием образца для испытания на растяжение в форме полоски, указанного в стандартах API, который отрезали от материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска, и определяли свойства при растяжении (предел текучести YS и прочность при растяжении TS).
В дополнение к этому, испытание на удар по Шарпи проводили в соответствии со стандартом JIS Z 2242 при использовании образца для испытаний с V-образным надрезом (10 мм толщиной), который вырезали из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска, и при температуре -10°C определяли количество поглощенной энергии vE-10 (Дж), посредством которого оценивали пластичность.
В дополнение к этому, испытание на коррозию проводили с использованием образца для испытания на коррозию, толщиной 3 мм, шириной 30 мм и длиной 40 мм, который был изготовлен в результате осуществления машинной обработки из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска.
Испытание на коррозию проводили в условиях, в которых образец для испытания погружали в испытательный раствор, представлявший собой водный раствор, содержащий 20% NaCl (температура раствора составляла 200°C, в атмосфере CO2 при давлении 30 атмосфер), удерживали в автоклаве в продолжение периода времени 14 дней. Измеряли массу образца для испытания после его проведения и вычисляли скорость коррозии исходя из уменьшения массы за период между моментами до и после испытания на коррозию. В дополнение к этому, поверхность образца для испытания изучали с использованием лупы при 10-кратном увеличении после проведения испытания на коррозию с целью выявления того, протекает точечная коррозия или нет. В настоящем документе случай, когда диаметр точечного поражения составлял 0,2 мм или больше, назван случаем, когда точечная коррозия имела место.
Кроме того, испытание на стойкость к SSC проводили в соответствии со стандартом NACE ТМ0177 Method А с использованием образца для испытания, имеющего форму круглого стержня (6,4 ммф в диаметре), который был изготовлен в результате осуществления машинной обработки из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска.
Испытание на стойкость к SSC проводили в условиях, в которых образец для испытания погружали в испытательный раствор, для получения которого водный раствор, содержащий 20% NaCl (температура раствора составляла 25°C, в среде, содержащей 0,1 атмосфер H2S и 0,9 атмосфер CO2) смешивали с уксусной кислотой и ацетатом натрия таким образом, что уровень рН испытательного раствора составлял 3,5, в течение 720 часов, при этом напряжение от нагрузки составляло 90% от напряжения, вызывающего текучесть.
Образец для испытания исследовали после проведения испытания с целью выявления того, возникает трещина или нет.
Полученные результаты приведены в таблице 2.
Figure 00000001
Figure 00000002
Все примеры настоящего изобретения представляют бесшовные трубы, имеющие предел текучести 758 МПа или больше, пластичность, соответствующую количеству поглощаемой энергии vE-10, равному 40 Дж или больше при температуре -10°C, высокую коррозионную стойкость (стойкость к углекислотной коррозии) в коррозионной среде с высокой температурой, в которой присутствуют CO2 и Cl-, и стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением настолько высокую, что трещина не образуется в среде, в которой присутствует H2S. С другой стороны, трубы сравнительных примеров, находящихся за пределами диапазона, соответствующего настоящему изобретению, имели прочность ниже, чем требовалось, пониженную коррозионную стойкость или пониженную стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением.

Claims (20)

1. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины, которая имеет химический состав, включающий, мас.%:
C: 0,05 или меньше
Si: 0,5 или меньше
Mn: 0,15 или больше и 1,0 или меньше
P: 0,030 или меньше
S: 0,005 или меньше
Cr: 13,5 или больше и 15,4 или меньше
Ni: 3,5 или больше и 6,0 или меньше
Mo: 1,5 или больше и 5,0 или меньше
Cu: 3,5 или меньше
W: 2,5 или меньше
N: 0,15 или меньше
остальное составляют Fe и неизбежные примеси,
причем содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Мо, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1):
Figure 00000003

где С, Si, Mn, Cr, Ni, Мо, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов.
2. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 1, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, V: 0,02 или больше и 0,12 или меньше.
3. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 1, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10 или меньше.
4. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 2, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10 или меньше.
5. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. 1-4, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02 или больше и 0,50 или меньше, Ti: 0,02 или больше и 0,16 или меньше, Zr: 0,50 или меньше и B: 0,0030 или меньше.
6. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. 1-4, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005 или меньше, Ca: 0,005 или меньше и Sn: 0,20 или меньше.
7. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 5, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005 или меньше, Са: 0,005 или меньше и Sn: 0,20 или меньше.
8. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. 1-4, которая имеет микроструктуру, включающую мартенсит в качестве основной фазы и 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.
9. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 5, которая имеет микроструктуру, включающую мартенсит в качестве основной фазы и 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.
10. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 6, которая имеет микроструктуру, включающую мартенсит в качестве основной фазы и 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.
11. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 7, которая имеет микроструктуру, включающую мартенсит в качестве основной фазы и 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.
12. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 8, которая имеет микроструктуру, дополнительно включающую 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.
13. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. 9-11, которая имеет микроструктуру, дополнительно включающую 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.
14. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины, включающий осуществление закалки и отпуска бесшовной трубы из нержавеющей стали, имеющей химический состав, включающий, мас.%:
C: 0,05 или меньше
Si: 0,5 или меньше
Mn: 0,15 или больше и 1,0 или меньше
P: 0,030 или меньше
S: 0,005 или меньше
Cr: 13,5 или больше и 15,4 или меньше
Ni: 3,5 или больше и 6,0 или меньше
Мо: 1,5 или больше и 5,0 или меньше
Cu: 3,5 или меньше
W: 2,5 или меньше
N: 0,15 или меньше
остальное составляют Fe и неизбежные примеси,
причем содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Мо, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1):
Figure 00000004

где C, Si, Mn, Cr, Ni, Мо, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов, при этом закалка включает нагревание трубы до температуры 850°C или выше и охлаждение нагретой трубы со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или больше, до температуры 50°C или ниже, а отпуск включает нагревание обработанной трубы до температуры, равной температуре превращения Ac1 или ниже, и охлаждение нагретой трубы.
15. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 14, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, V: 0,02 или больше и 0,12 или меньше.
16. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 14, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10 или меньше.
17. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 15, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10 или меньше.
18. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому из пп. 14-17, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02 или больше и 0,50 или меньше, Ti: 0,02 или больше и 0,16 или меньше, Zr: 0,50 или меньше и В: 0,0030 или меньше.
19. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому из пп. 14-17, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005 или меньше, Са: 0,005 или меньше и Sn: 0,20 или меньше.
20. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 18, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005 или меньше, Ca: 0,005 или меньше и Sn: 0,20 или меньше.
RU2015101733/02A 2012-06-21 2013-06-19 Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины и способ её изготовления RU2599936C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2012139766 2012-06-21
JP2012-139766 2012-06-21
JP2012277718A JP5924256B2 (ja) 2012-06-21 2012-12-20 耐食性に優れた油井用高強度ステンレス鋼継目無管およびその製造方法
JP2012-277718 2012-12-20
PCT/JP2013/003807 WO2013190834A1 (ja) 2012-06-21 2013-06-19 耐食性に優れた油井用高強度ステンレス鋼継目無管およびその製造方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015101733A RU2015101733A (ru) 2016-08-10
RU2599936C2 true RU2599936C2 (ru) 2016-10-20

Family

ID=49768448

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015101733/02A RU2599936C2 (ru) 2012-06-21 2013-06-19 Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины и способ её изготовления

Country Status (7)

Country Link
US (1) US9758850B2 (ru)
EP (1) EP2865777B1 (ru)
JP (1) JP5924256B2 (ru)
CN (1) CN104411852B (ru)
AR (1) AR091497A1 (ru)
RU (1) RU2599936C2 (ru)
WO (1) WO2013190834A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2703767C1 (ru) * 2018-06-01 2019-10-22 Публичное акционерное общество "Трубная металлургическая компания" (ПАО "ТМК") Труба нефтяного сортамента из коррозионно-стойкой стали мартенситного класса
RU2716438C1 (ru) * 2017-02-24 2020-03-12 ДжФЕ СТИЛ КОРПОРЕЙШН Бесшовная высокопрочная труба из нержавеющей стали нефтепромыслового сортамента и способ её изготовления
RU2803632C1 (ru) * 2020-06-02 2023-09-18 ДжФЕ СТИЛ КОРПОРЕЙШН Двухфазная нержавеющая сталь и бесшовная труба из двухфазной нержавеющей стали

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5967066B2 (ja) * 2012-12-21 2016-08-10 Ｊｆｅスチール株式会社 耐食性に優れた油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
BR102014005015A8 (pt) * 2014-02-28 2017-12-26 Villares Metals S/A aço inoxidável martensítico-ferrítico, produto manufaturado, processo para a produção de peças ou barras forjadas ou laminadas de aço inoxidável martensítico-ferrítico e processo para a produção de tudo sem costura de aço inoxidável martensítico-ferrítico
MX2017009205A (es) * 2015-01-15 2017-11-17 Jfe Steel Corp Tuberia de acero inoxidable sin costura para productos tubulares de region petrolifera y metodo de fabricacion de la misma.
WO2017010036A1 (ja) 2015-07-10 2017-01-19 Ｊｆｅスチール株式会社 高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
CN105039863A (zh) * 2015-09-02 2015-11-11 山西太钢不锈钢股份有限公司 一种油井用马氏体不锈钢无缝管制造方法
CN105506497B (zh) * 2015-12-25 2017-12-12 中石化四机石油机械有限公司 一种阀箱用不锈钢合金及制造方法
BR112018015713B1 (pt) 2016-02-08 2021-11-16 Jfe Steel Corporation Tubulaqao de aqo inoxidavel sem emenda de alta resistencia para poqo de oleo e metodo para fabricar a mesma
CN105803351A (zh) * 2016-04-27 2016-07-27 无锡环宇精密铸造有限公司 耐腐蚀双相不锈钢铸件铸造方法
AU2017266359B2 (en) * 2016-05-20 2019-10-03 Nippon Steel Corporation Steel bar for downhole member and downhole member
JP6304460B1 (ja) * 2016-07-27 2018-04-04 Ｊｆｅスチール株式会社 油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
EP3569724B1 (en) 2017-01-13 2022-02-02 JFE Steel Corporation High strength seamless stainless steel pipe and production method therefor
WO2019065116A1 (ja) 2017-09-29 2019-04-04 Ｊｆｅスチール株式会社 油井管用マルテンサイト系ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
CN112955576A (zh) * 2018-11-05 2021-06-11 杰富意钢铁株式会社 油井管用马氏体系不锈钢无缝钢管及其制造方法
WO2020202957A1 (ja) * 2019-03-29 2020-10-08 Ｊｆｅスチール株式会社 ステンレス継目無鋼管
CN112522641B (zh) * 2019-09-19 2022-08-16 宝山钢铁股份有限公司 一种高强薄规格高耐蚀钢及其制造方法
US20230137295A1 (en) * 2020-03-19 2023-05-04 Jfe Steel Corporation Stainless steel seamless pipe and method for manufacturing stainless steel seamless pipe
CN113106347B (zh) * 2021-04-13 2022-07-15 无锡恒丰祥钢管科技有限公司 一种耐高温无缝钢管及其制备方法
WO2023145346A1 (ja) * 2022-01-31 2023-08-03 Ｊｆｅスチール株式会社 油井用高強度ステンレス継目無鋼管
WO2024070784A1 (ja) * 2022-09-29 2024-04-04 Ｊｆｅスチール株式会社 ステンレス鋼粉末、ステンレス鋼部材およびステンレス鋼部材の製造方法
CN115717221B (zh) * 2022-11-17 2024-02-02 清华大学 强韧耐腐蚀三相不锈钢、其制备方法和不锈钢制品
CN115807190A (zh) * 2022-11-28 2023-03-17 攀钢集团攀枝花钢铁研究院有限公司 一种输油用高强度耐腐蚀不锈钢无缝管及其制造方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2247171C2 (ru) * 1999-06-21 2005-02-27 САНДВИК АБ (пабл) Ферритно-аустенитный сплав и способ изготовления труб из него
RU2288967C1 (ru) * 2005-04-15 2006-12-10 Закрытое акционерное общество ПКФ "Проммет-спецсталь" Коррозионно-стойкий сплав и изделие, выполненное из него
RU2335570C2 (ru) * 2003-07-22 2008-10-10 Сумитомо Метал Индастриз, Лтд. Мартенситная нержавеющая сталь

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS63230851A (ja) * 1987-03-20 1988-09-27 Sumitomo Metal Ind Ltd 耐食性に優れた油井管用低合金鋼
JP2687509B2 (ja) * 1988-11-23 1997-12-08 大同特殊鋼株式会社 継目なし高圧ガス容器用ステンレス鋼
JP2861024B2 (ja) 1989-03-15 1999-02-24 住友金属工業株式会社 油井用マルテンサイト系ステンレス鋼材とその製造方法
JPH101755A (ja) 1996-04-15 1998-01-06 Nippon Steel Corp 耐食性、耐硫化物応力腐食割れに優れたマルテンサイトステンレス鋼及びその製造方法
JPH10204587A (ja) * 1997-01-21 1998-08-04 Nkk Corp 耐硫化物応力腐食割れ性に優れた高Ｃｒラインパイプ用 鋼
JP3852248B2 (ja) * 1999-07-15 2006-11-29 Ｊｆｅスチール株式会社 耐応力腐食割れ性に優れたマルテンサイト系ステンレス鋼の製造方法
JP2001158945A (ja) * 1999-12-03 2001-06-12 Nkk Corp 溶接部靭性と耐食性に優れた高クロム溶接鋼管
JP2002060910A (ja) * 2000-08-11 2002-02-28 Sumitomo Metal Ind Ltd 高Ｃｒ溶接鋼管
JP3508715B2 (ja) * 2000-10-20 2004-03-22 住友金属工業株式会社 高Ｃｒ鋼鋳片および継目無鋼管
EP1514950B1 (en) * 2002-06-19 2011-09-28 JFE Steel Corporation Stainless-steel pipe for oil well and process for producing the same
JP4126979B2 (ja) * 2002-07-15 2008-07-30 住友金属工業株式会社 マルテンサイト系ステンレス継目無鋼管とその製造方法
JP5109222B2 (ja) * 2003-08-19 2012-12-26 Ｊｆｅスチール株式会社 耐食性に優れた油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
BRPI0416001B1 (pt) * 2003-10-31 2017-04-11 Jfe Steel Corp tubo de aço inoxidável sem costura para tubulações de condução
JP4462005B2 (ja) * 2003-10-31 2010-05-12 Ｊｆｅスチール株式会社 耐食性に優れたラインパイプ用高強度ステンレス鋼管およびその製造方法
JP4893196B2 (ja) 2006-09-28 2012-03-07 Ｊｆｅスチール株式会社 高靭性でかつ耐食性に優れた油井用高強度ステンレス鋼管
AU2008207596A1 (en) 2007-03-26 2008-10-16 Sumitomo Metal Industries, Ltd. Oil country tubular good for expansion in well and duplex stainless steel used for oil country tubular good for expansion
AR073884A1 (es) 2008-10-30 2010-12-09 Sumitomo Metal Ind Tubo de acero inoxidable de alta resistencia excelente en resistencia a la fisuracion bajo tension por sulfuros y a la corrosion de gas de acido carbonico en alta temperatura.
AR076669A1 (es) 2009-05-18 2011-06-29 Sumitomo Metal Ind Acero inoxidable para pozos de petroleo, tubo de acero inoxidable para pozos de petroleo, y metodo de fabricacion de acero inoxidable para pozos de petroleo
EP2562284B1 (en) * 2010-04-19 2020-06-03 JFE Steel Corporation Cr-CONTAINING STEEL PIPE FOR LINE PIPE AND HAVING EXCELLENT INTERGRANULAR STRESS CORROSION CRACKING RESISTANCE AT WELDING-HEAT-AFFECTED PORTION
JP5505100B2 (ja) * 2010-06-04 2014-05-28 Ｊｆｅスチール株式会社 炭酸ガスインジェクション用部材向けＣｒ含有鋼管

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2247171C2 (ru) * 1999-06-21 2005-02-27 САНДВИК АБ (пабл) Ферритно-аустенитный сплав и способ изготовления труб из него
RU2335570C2 (ru) * 2003-07-22 2008-10-10 Сумитомо Метал Индастриз, Лтд. Мартенситная нержавеющая сталь
RU2288967C1 (ru) * 2005-04-15 2006-12-10 Закрытое акционерное общество ПКФ "Проммет-спецсталь" Коррозионно-стойкий сплав и изделие, выполненное из него

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2716438C1 (ru) * 2017-02-24 2020-03-12 ДжФЕ СТИЛ КОРПОРЕЙШН Бесшовная высокопрочная труба из нержавеющей стали нефтепромыслового сортамента и способ её изготовления
RU2703767C1 (ru) * 2018-06-01 2019-10-22 Публичное акционерное общество "Трубная металлургическая компания" (ПАО "ТМК") Труба нефтяного сортамента из коррозионно-стойкой стали мартенситного класса
RU2803632C1 (ru) * 2020-06-02 2023-09-18 ДжФЕ СТИЛ КОРПОРЕЙШН Двухфазная нержавеющая сталь и бесшовная труба из двухфазной нержавеющей стали

Also Published As

Publication number Publication date
CN104411852A (zh) 2015-03-11
AR091497A1 (es) 2015-02-11
WO2013190834A1 (ja) 2013-12-27
EP2865777B1 (en) 2019-05-08
US20150152531A1 (en) 2015-06-04
JP2014025145A (ja) 2014-02-06
EP2865777A4 (en) 2015-11-11
US9758850B2 (en) 2017-09-12
EP2865777A1 (en) 2015-04-29
RU2015101733A (ru) 2016-08-10
JP5924256B2 (ja) 2016-05-25
CN104411852B (zh) 2018-08-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2599936C2 (ru) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины и способ её изготовления
JP6399259B1 (ja) 油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
US10876183B2 (en) High-strength seamless stainless steel pipe and method of manufacturing high-strength seamless stainless steel pipe
EP2947167B1 (en) Stainless steel seamless tube for use in oil well and manufacturing process therefor
JP5967066B2 (ja) 耐食性に優れた油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
JP6369662B1 (ja) 二相ステンレス鋼およびその製造方法
RU2698235C1 (ru) Двухфазная нержавеющая сталь и способ её изготовления
WO2017138050A1 (ja) 油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
JP6156609B1 (ja) 油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
JP6237873B2 (ja) 油井用高強度ステンレス継目無鋼管
EP3246418B1 (en) Seamless stainless steel pipe for oil well, and method for manufacturing same
CN115298346B (zh) 油井用高强度不锈钢无缝钢管及其制造方法
JP7226675B1 (ja) 油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
EP4234725A1 (en) High-strength stainless steel seamless pipe for oil well, and method for producing same
WO2021131445A1 (ja) 油井用高強度ステンレス継目無鋼管
JP2007332431A (ja) 拡管性に優れる油井用ステンレス鋼管
JP7347714B1 (ja) 油井用高強度ステンレス継目無鋼管
WO2023053743A1 (ja) 油井用高強度ステンレス継目無鋼管およびその製造方法
CN117120653A (zh) 不锈钢管及其制造方法