Серостойкая труба для нефтяной скважины, относящаяся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 мпа), и способ ее изготовления
Изобретение относится к области металлургии, а именно к серостойкой трубе класса прочности 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) для нефтяных скважин. Труба выполнена из стали, состоящей из следующих далее химических элементов, мас.%: C: 0,20-0,30, Si: 0,1-0,5, Mn: 0,2-0,6, Cr: 0,30-0,70, Mo: 0,60-1,00, V: 0,10-0,20, Nb: 0,01-0,06, Ti: 0,015-0,035, W: 0,20-0,60, Al ≤ 0,1, N ≤ 0,008, остальное - Fe и неизбежные примеси. Микроструктура трубы представляет собой отпущенный сорбит. Изготавливаемые трубы обладают высокой прочностью и стойкостью к сероводородной коррозии под действием напряжений. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 5 табл., 8 пр.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к трубе для нефтяной скважины и способу ее изготовления, а, в частности, относится к серостойкой трубе для нефтяной скважины и способу ее изготовления.
Уровень техники
В условиях исчерпания источников нефти и природного газа эксплуатация и разработка месторождений нефти и природного газа развиваются в направлении использования глубоких скважин и сверхглубоких скважин. В соответствии с этим, окружающая среда в скважинах по добыче нефти и природного газа демонстрирует условия повышенного давления, увеличенной температуры и усиленной коррозии, и в особенности в нефти и природном газе содержится сероводородная коррозионно-активная среда, что выдвигает на передний план повышенные требования в отношении прочности и стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения у материалов трубы для нефтяной скважины.
В документе Specification for Casing and Tubing of the American Petroleum Institute (API Spec 5CT) имеются четыре вида стандартных классов прочности стали для серостойкой трубы, характеризующиеся пределом текучести при растяжении 80 кфунт/дюйм2 (то есть, 551 МПа), 90 кфунт/дюйм2 (то есть, 620 МПа), 95 кфунт/дюйм2 (то есть, 655 МПа) и 110 кфунт/дюйм2 (то есть, 758 МПа), в то время как в стандарт от Американского нефтяного института (АНИ) серостойкие трубы, характеризующиеся более высоким пределом текучести при растяжении, таким как 125 кфунт/дюйм2 (то есть, 862 МПа), включены не были вследствие пока еще не зрелости существующего уровня научно-производственных технологий. Для низколегированной стали прочность и стойкость к сероводородной коррозии под действием напряжения представляют собой пару противоречащих друг другу показателей эксплуатационных характеристик вследствие значительного уменьшения стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения при увеличении прочности. В целях обеспечения наличия как прочности, так и серостойкости в настоящее время могут быть использованы только дорогостоящие высоколегированная нержавеющая сталь или сплав на никелевой основе выше 13Cr, в то время как низколегированных сталей используется мало. В настоящее время массовое производство и применение серостойких труб для нефтяной скважины, относящихся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), реализованы не были как внутри страны, так и за ее пределами, и в существующих патентах прочность материала также улучшается за счет серостойкости.
В китайском патентном документе, имеющем номер публикации CN 103160752А и дату публикации 19 июня 2013 года и озаглавленном «High-strength seamless steel pipe with excellent low-temperature toughness and manufacturing method thereof», раскрывается высокопрочная бесшовная стальная труба, характеризующаяся превосходной низкотемпературной вязкостью. Основные компоненты стальной трубы представляют собой: C: 0,15% – 0,20%, Si: 0,20% – 0,30%, Mn: 0,20% – 0,50%, P: ≤ 0,010%, S: ≤ 0,003%, Cr: 0,6% – 0,8%, Mo: 0,4% – 0,7%, Ni: 1,0% – 1,4%, Nb: 0,01% – 0,035% и разновидности Al: 0,01% – 0,05%. Трубу для нефтяной скважины, относящуюся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), получают в результате употребления системы Cr – Mo – Ni. Несмотря на значительное улучшение вязкости для трубы и достижение работы ударного разрушения при – 60°С, составляющей 40 Дж и более, отсутствует какая-либо гарантия наличия серостойкости.
В китайском патентном документе, имеющем номер публикации CN 103966524А и дату публикации 6 августа 2014 года и озаглавленном «Sulfide stress cracking resistant tubing and casing and production method thereof», раскрываются насосно-компрессорные и обсадные трубы, стойкие к сульфидному растрескиванию под действием напряжения. Основные компоненты насосно-компрессорных и обсадных труб представляют собой: C: 0,12% – 0,20%, Si: 0,15% – 0,40%, Mn: 0,30% – 1,00%, P: ≤ 0,015%, S: ≤ 0,010%, Cr: 0,50% – 1,60%, Mo: 0,60% – 1,20%, Ni: 0,50% – 2,0%, Nb: 0,02% – 0,08%, Ti: 0,005% – 0,015%, Al: 0,01% – 0,10%, Ca: 0,001% – 0,01%, B: ≤ 0,001% и N: 0,005 – 0,03%. В результате оптимизирования уровня содержания Cr, Mo, Ni и Nb и уменьшения уровня содержания С соотношение между средней концентрацией Cr и средней концентрацией Fe в карбиде, относящемся к типу M23C6, карбиде, относящемся к типу M3C, и карбиде в структуре отпущенного мартенсита контролируемо выдерживают в пределах определенного диапазона при получении, тем самым, относящихся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) насосно-компрессорной и обсадной труб, обладающих мелкозернистой и однородной структурой отпущенного мартенсита.
С учетом этого желательно получить относящуюся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) трубу для нефтяной скважины, которая характеризуется высокой прочностью и превосходной стойкостью к сероводородной коррозии под действием напряжения и может быть широко использована в областях, таких как эксплуатация месторождений нефти и природного газа в сероводородсодержащей окружающей среде.
Раскрытие сущности изобретения
Одна из целей изобретения заключается в предложении относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины, которая характеризуется высокой прочностью и превосходной стойкостью к сероводородной коррозии под действием напряжения и может быть широко использована в областях, таких как эксплуатация месторождений нефти и природного газа в сероводородсодержащей окружающей среде.
В целях достижения вышеупомянутой цели в изобретении предлагается относящаяся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкая труба для нефтяной скважины, состоящая из следующих далее химических элементов при выражении их количеств через уровень массового процентного содержания:
C: 0,20 – 0,30%, Si: 0,1 – 0,5%, Mn: 0,2 – 0,6%, Cr: 0,30 – 0,70%, Mo: 0,60 – 1,00%, V: 0,10 – 0,20%, Nb: 0,01 – 0,06%, Ti: 0,015 – 0,035%, W: 0,20 – 0,60%, Al ≤ 0,1%, N ≤ 0,008%, при этом остаток представляет собой Fe и другие неизбежные примеси.
Принципы проектирования в отношении каждого химического элемента в серостойкой трубе для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), заключается в нижеследующем:
С: углерод (С) представляет собой важный элемент для обеспечения наличия прочности и прокаливаемости. При относительно низком уровне содержания С затруднительными являются гарантирование наличия прочности или избегание образования выделений проэвтектоидного феррита, что, таким образом, оказывает неблагоприятное воздействие на серостойкость. С другой стороны, при чрезмерно высоком уровне содержания С легко возникают закалочные трещины, и на межзеренной границе увеличивается тенденция к образованию выделений крупнозернистого карбида М23С6 (в основном (Fe, Cr, Mo, Mn)23C6, в котором уровень содержания Fe и Cr является относительно высоким, в то время как уровень содержания Mo и Mn является относительно низким, а соотношение Fe : Cr : Mo : Mn является близким к 60 : 10 : 6 : 1), что, таким образом, оказывает неблагоприятное воздействие на серостойкость. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания С в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением в диапазоне 0,20 – 0,30%, предпочтительно 0,21 – 0,25%.
Si: кремний (Si) представляет собой элемент, вводимый в сталь при использовании раскислителя. При превышении уровнем содержания Si значения в 0,5% будет значительно увеличиваться тенденция к хладноломкости стали. При его уровне содержания, составляющем менее, чем 0,1%, будет оказываться неблагоприятное воздействие на эффект раскисления. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания Si в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением в диапазоне 0,1 – 0,5%, предпочтительно 0,2 – 0,4%.
Mn: марганец (Mn) также представляет собой элемент, вводимый в сталь при использовании раскислителя. Mn оказывает благоприятное воздействие в виде расширения области аустенитной фазы, увеличения прокаливаемости и измельчения зерен. Однако, Mn легко ликвирует во время затвердевания, что в результате приводит к получению очевидной полосчатой структуры в конечном продукте. Вследствие наличия очевидных различий в твердости и фазы выделений между полосчатой структурой и матрицей будет оказываться неблагоприятное воздействие на серостойкость стали. Поэтому необходимо накладывать ограничения на уровень массового процентного содержания Mn значением, составляющим 0,6% и менее. В дополнение к этому, в целях обеспечения наличия эффекта раскисления необходимо накладывать ограничения на уровень массового процентного содержания Mn значением, составляющим 0,2% и более. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания Mn в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины, соответствующей настоящему изобретению, значением в диапазоне 0,2 – 0,6%, предпочтительно 0,3 – 0,5%.
Cr: хром (Cr) представляет собой элемент для улучшения прочности и прокаливаемости и является благоприятным для улучшения противокоррозионной стойкости. Однако, чрезмерно высокий уровень содержания Cr будет приводить во время отпуска к образованию выделений крупнозернистого карбида Cr23C6 на межзеренной границе, что не благоприятствует возникновению стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания Сr в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением в диапазоне 0,30 – 0,70%, предпочтительно 0,4 – 0,6%.
Mo: молибден (Мо) представляет собой элемент для улучшения прочности и прокаливаемости и является благоприятным для улучшения противокоррозионной стойкости. Образование выделений карбида Мо во время высокотемпературного отпуска улучшает стойкость к отпуску. Поэтому в целях обеспечения наличия прочности и стойкости к высокотемпературному отпуску необходимо добавлять достаточное количество Мо. Однако, Мо представляет собой благородный элемент и будет значительно увеличивать издержки. В то же самое время чрезмерно высокий уровень содержания Мо будет приводить к образованию выделений крупнозернистого карбида, что не благоприятствует возникновению стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания Мо в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением в диапазоне 0,60 – 1,00%, предпочтительно 0,65 – 0,85%.
V: ванадий (V) представляет собой эффективный измельчающий зерна элемент, который демонстрирует наличие эффекта дисперсионного упрочнения и улучшения стойкости к высокотемпературному отпуску. V обеспечивает наличие уменьшенной плотности дислокаций во время высокотемпературного отпуска, что благоприятствует образованию мелкозернистых выделений VC. Мелкозернистые выделения VC представляют собой хорошие ловушки атомов водорода и могут улучшать стойкость к сероводородной коррозии под действием напряжения. Однако, чрезмерно высокий уровень содержания V будет приводить к возникновению отпускной хрупкости, что оказывает неблагоприятное воздействие на вязкость стали и уменьшает стойкость к сероводородной коррозии под действием напряжения стали. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания V в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением в диапазоне 0,10 – 0,20%, предпочтительно 0,13 – 0,17%.
Nb: ниобий (Nb) представляет собой эффективный элемент, измельчающий зерна. Измельчение зерен является благоприятным для улучшения прочности, вязкости и стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения стали. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания элемента Nb в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением в диапазоне 0,01 – 0,06%, предпочтительно 0,02 – 0,04%.
Ti: титан (Ti) также представляет собой эффективный элемент, измельчающий зерна, и демонстрирует наличие эффекта фиксации N. Однако, чрезмерно высокий уровень содержания Ti будет приводить к образованию крупнозернистых включений TiN, что является неблагоприятным для стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения стали. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания Ti в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением в диапазоне 0,015 – 0,035%, предпочтительно 0,015 – 0,025%.
W: вольфрам (W) может значительно улучшать прокаливаемость и механические свойства стали. W также может улучшать стойкость к отпуску стали таким образом, чтобы при увеличении уровня содержания Мо в стали дополнительно образовывались бы не крупнозернистые карбид M23C6 и карбид KSI (в основном карбид (Fe, Mo, Cr)3C, где соотношение Fe : Mo : Cr является близким к 10 : 4 : 1), а образовывались бы мелкозернистые и гомогенные выделения карбида МС (в основном карбида WC, VC или (Мо, V)C, где соотношение Mo : V в карбиде (Mo, V)C является близким к 1 : 1). В дополнение к этому, W может обеспечить все еще демонстрацию сталью относительно высокой прочности после отпуска при высокой температуре или по истечении продолжительного времени отпуска, что, таким образом, значительно уменьшает плотность дислокаций и улучшает стойкость к сероводородной коррозии под действием напряжения стали. Благоприятное действие W не является очевидным при добавлении маленького количества W, в то время как при добавлении чрезмерно большого количества W будет увеличиваться хладноломкость стали. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания W в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением в диапазоне 0,20 – 0,60%, предпочтительно 0,25 – 0,45%.
Al: алюминий (Al) представляет собой существенный элемент для раскисления стали, таким образом, невозможным является полное избегание введения Al в сталь. Однако, при превышении уровнем содержания Al значения в 0,1% это будет оказывать неблагоприятное воздействие на технологический процесс отливки стали. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания Al в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением, составляющим 0,1% и менее, предпочтительно находящимся в диапазоне 0,01 – 0,03%.
N: добавление N к стали может эффективно улучшать прочность и твердость стали. Однако, добавление N будет приводить к ликвации для стали на межзеренной границе, что приводит к уменьшению стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения стали. Поэтому изобретатели накладывают ограничения на уровень массового процентного содержания N в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины настоящего изобретения значением, составляющим 0,008% и менее. Вследствие неизбежности избегания контакта между сталью и воздухом в ходе технологических процессов выплавки и разливки неограниченное уменьшение уровня содержания N будет значительно увеличивать производственную себестоимость выплавки. На уровень массового процентного содержания N могут быть наложены ограничения значением в диапазоне 0,002 – 0,008%, предпочтительно 0,003 – 0,005%.
Кроме того, у относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины, соответствующей настоящему изобретению, элементы Cr и Мо удовлетворяют соотношению: 2,4 ≤ [Cr%] + 3[Mo%] ≤ 3,5.
В техническом решении изобретения в целях обеспечения демонстрации относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубой для нефтяной скважины изобретения превосходной стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения и в то же самое время в целях избегания образования выделений крупноразмерной фазы, обусловленной чрезмерно высоким уровнем содержания Cr и Мо, что не благоприятствует формированию стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения стали, изобретатели в результате исследования обнаружили то, что элементы Cr и Мо должны удовлетворять соотношению: 2,4 ≤ [Cr%] + 3[Mo%] ≤ 3,5, где Cr и Мо, соответственно, представляют собой их соответствующие уровни массового процентного содержания, и значения, подставляемые в определенное выше соотношение, должны быть значениями, стоящими перед символами процента, например, при уровне массового процентного содержания Cr 0,45% и уровне массового процентного содержания Мо 0,75% значения, которые подставляют в соотношение, представляют собой, соответственно, 0,45 и 0,75, вычисление, таким образом, проводят в соответствии с нижеследующим: [Cr%] + 3[Mo%] = 0,45 + 3 × 0,75 = 2,7.
Кроме того, у относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины, соответствующей изобретению, в числе упомянутых других неизбежных примесей количество S составляет 0,004% и менее, количество Р составляет 0,015% и менее, а количество О составляет 0,01% и менее.
В техническом решении изобретения другие неизбежные примеси в основном включают S, P и О. S представляет собой вредный элемент в стали, и его присутствие оказывает неблагоприятное воздействие на противокоррозионную стойкость, обрабатываемость в горячем состоянии и вязкость стали, таким образом, уровень содержания S должен быть по возможности наиболее низким. Изобретение накладывает ограничения на уровень массового процентного содержания элемента S в серостойкой трубе для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), значением, составляющим 0,004% и менее, а предпочтительно 0,001% и менее. Р также представляет собой вредный элемент в стали, и его присутствие оказывает неблагоприятное воздействие на противокоррозионную стойкость и вязкость стали, таким образом, уровень содержания Р также должен быть по возможности наиболее низким. Изобретение накладывает ограничения на уровень массового процентного содержания элемента Р в серостойкой трубе для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), значением, составляющим 0,015% и менее, предпочтительно 0,01% и менее. О представляет собой элемент, который уменьшает противокоррозионную стойкость и вязкость стали. Чрезмерно высокий уровень содержания О означает высокий уровень содержания включений. Поэтому уровень содержания О в стали необходимо строго контролируемо выдерживать. Настоящее изобретение накладывает ограничения на уровень массового процентного содержания элемента О в серостойкой трубе для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), значением, составляющим 0,01% и менее, предпочтительно 0,005% и менее.
Кроме того, серостойкая труба для нефтяной скважины, относящаяся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), обладает микроструктурой структуры полностью отпущенного сорбита. Как это демонстрируют исследования заявителей, структура остаточного бейнита и структура закаленного мартенсита во время термической обработки являются вредными для стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения, в то время как структура отпущенного сорбита характеризуется наилучшей стойкостью к сероводородной коррозии под действием напряжения. В целях обеспечения наличия структуры полного сорбита после отпуска во время термической обработки при закалке для получения структуры полностью закаленного мартенсита должно быть обеспечено наличие достаточных скорости и температуры закалки.
Кроме того, у серостойкой трубы для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), величина K1SSC, которая представляет собой стойкость к H2S-коррозии под действием напряжения, составляет 27,5 МПа * м1/2 и более.
В соответствии с этим, еще одна цель настоящего изобретения заключается в предложении способа изготовления вышеупомянутой серостойкой трубы для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа). Способ изготовления характеризуется низкими издержками. В результате надлежащей разработки технологического процесса полученная серостойкая труба для нефтяной скважины, относящаяся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), характеризуется высокой прочностью и превосходной стойкостью к сероводородной коррозии под действием напряжения.
В целях достижения вышеизложенной цели в настоящем изобретении предлагается способ изготовления вышеупомянутой серостойкой трубы для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), включающий стадии:
(1) получения заготовки трубы;
(2) перфорирования и горячей прокатки заготовки трубы для получения трубы, изготовленной на прошивном стане;
(3) охлаждения трубы, изготовленной на прошивном стане, в результате охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени; и
(4) проведения однократной термической обработки при закалке и отпуске в результате закалки и отпуска: где температура закалки на стадии закалки представляет собой Ас3 + (30 – 50°С), и где Ac3(°C) = 910 − 203[C%]1/2 + 44,7[Si%] + 104[V%] + 31,5[Mo%] + 13,1[W%], а после этого закалки в воде, где скорость закалки в воде составляет ≥ 30°С/сек, и температура отпуска на стадии отпуска находится в диапазоне 680 – 700°С, а после этого воздушного охлаждения.
В способе изготовления, соответствующем изобретению, на стадии (1) в некоторых вариантах осуществления сначала проводят выплавку в электрической печи, вслед за этим расплавленную сталь после выплавки отливают в виде слитка, а после этого слиток подвергают ковке или прокатке для получения заготовки трубы. На стадии (3) в некоторых вариантах осуществления горячекатаная труба, изготовленная на прошивном стане, быстро проходит через кольцевое охлаждающее устройство, имеющее сопло для водяного охлаждения, и трубу, изготовленную на прошивном стане, охлаждают в результате охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени, при контролируемом выдерживании давления и расхода воды для сопла и скорости транспортирования на рольганге для трубы, изготовленной на прошивном стане. При определенной скорости охлаждения и определенной температуре охлаждения после прокатки получают однородную и мелкозернистую структуру бейнита. Цель получения структуры бейнита в результате контролируемо выдерживаемого охлаждения заключается в получении достаточного количества частиц зародышеобразования аустенита для последующего нагревания при закалке. Чем больше будет карбидов, и чем более диспергированными будут карбиды в стали до закалки, тем более мелкозернистыми и более однородными будут аустенитные зерна, образованные в результате нагревания при закалке, и тем более мелкозернистой и более однородной будет микроструктура отпущенного сорбита, образованная в результате нагревания при отпуске, что, таким образом, приводит к получению более сильной стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения стали. В случае неупотребления контролируемо выдерживаемого охлаждения после прокатки полученная микроструктура будет представлять собой феррит и перлит (при наличии некоторого количества бейнита). Структура феррита и перлита относится к пластинчатой структуре, и распределение карбида не является диспергированным, в то время как карбид структуры бейнита является в основном равномерно диспергированным. На стадии (4) в некоторых вариантах осуществления после нагревания охлажденной трубы, изготовленной на прошивном стане, до Ас3 + (30 – 50°С) на стадии закалки температуру выдерживают на протяжении 0,5 – 1 часа, а после этого проводят закалку в воде; а на стадии отпуска закаленную трубу, изготовленную на прошивном стане, подвергают отпуску в отпускной печи при 680 – 700°С и выдерживают на протяжении 1,5 – 2,5 часа, а после этого воздушному охлаждению для получения структуры отпущенного сорбита.
В дополнение к этому, как это должно быть отмеченным, на стадии (4) на стадии закалки необходимо обеспечить скоростью закалки, составляющей ≥ 30°С/сек, получение после закалки структуры полного мартенсита. Структура полного мартенсита может быть превращена в структуру полностью отпущенного сорбита в ходе последующего технологического процесса отпуска. Как это демонстрирует исследование, структура отпущенного сорбита характеризуется наилучшей стойкостью к сероводородной коррозии под действием напряжения. Однако, при низкой скорости закалки будет образовываться некоторое количество структур бейнита. Структура бейнита не будет претерпевать превращения отпущенного сорбита в ходе последующего технологического процесса отпуска, что обеспечивает преобразование отпущенной структуры в отпущенный сорбит и остаточный бейнит. Структура остаточного бейнита представляет собой эффективную ловушку атомов водорода вследствие своих высокой твердости и высокой плотности дислокаций, что является неблагоприятным в отношении стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения материала.
Помимо этого, как это должно быть отмеченным, на стадии (4) на стадии закалки температура закалки представляет собой Ас3 + (30 – 50°С), где Ac3(°C) = 910 − 203[C%]1/2 + 44,7[Si%] + 104[V%] + 31,5[Mo%] + 13,1[W%], и где C, Si, V, Мо и W, соответственно, представляют собой их соответствующие уровни массового процентного содержания, и значения, подставляемые в определенное выше соотношение, должны быть значениями, стоящими перед символами процента, например, при уровне массового процентного содержания C 0,25%, уровне массового процентного содержания Si 0,21%, уровне массового процентного содержания V 0,11%, уровне массового процентного содержания Mo 0,75% и уровне массового процентного содержания W 0,45% значения, которые подставляют в соотношение, представляют собой, соответственно, 0,25, 0,21, 0,11, 0,75 и 0,45, вычисление, таким образом, проводят в соответствии с нижеследующим: Ac3(°C) = 910 − 203[C%]1/2 + 44,7[Si%] + 104[V%] + 31,5[Mo%] + 13,1[W%] = 910 – 203 × 0,251/2 + 44,7 × 0,21 + 104 × 0,11 + 31,5 × 0,75 + 13,1 × 0,45 = 858,8.
В дополнение к этому, в способе изготовления изобретения структуру бейнита получают в результате контролируемо выдерживаемого охлаждения после прокатки. Достаточное количество частиц зародышеобразования аустенита может быть получено в результате последующего нагревания при закалке, и размер зерен первоначального аустенита измельчается. Аустенит полностью превращается в закаленный мартенсит во время охлаждения при закалке, и закаленный мартенсит полностью превращается в отпущенный сорбит во время последующей термической обработке при отпуске. Получают мелкозернистую и однородную структуру бейнита при использовании технологического процесса охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени. В способе изготовления изобретения может быть получена структура с маленькими зернами после только однократной термической обработки при закалке и отпуске, поэтому получают относящуюся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкую трубу для нефтяной скважины изобретения. В сопоставлении с предшествующим уровнем техники, на котором зерна измельчают в результате двукратного или многократного проведения термической обработки при закалке и отпуске для улучшения прочности стали и стабильности эксплуатационных характеристик стойкости к сероводородной коррозии под действием напряжения, способ изготовления изобретения значительно уменьшает издержки.
Кроме того, в способе изготовления изобретения на стадии (3) скорость охлаждения контролируемо выдерживают на уровне значения в диапазоне 10 – 30°С/сек, а температуру окончательного охлаждения контролируемо выдерживают на уровне значения (Bs ± 30)°C, где температура бейнитного превращения представляет собой (Bs) = 830 − 270[C%] − 90[Mn%] − 70[Cr%] − 83[Mo%], и воздушное охлаждение проводят после завершения охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени.
В способе изготовления, соответствующем изобретению, на стадии (3) скорость охлаждения контролируемо выдерживают на уровне значения в диапазоне 10 – 30°С/сек, поскольку чрезмерно большая скорость охлаждения будет приводить к невозможности получения структуры бейнита, в то время как чрезмерно маленькая скорость охлаждения будет приводить к образованию перлита. В дополнение к этому, как это должно быть отмеченным, температура бейнитного перехода представляет собой Bs = 830 − 270[C%] − 90[Mn%] − 70[Cr%] − 83[Mo%]. В соотношении C, Mn, Cr и Мо, соответственно, представляют собой их соответствующие уровни массового процентного содержания, и значения, подставляемые в определенное выше соотношение, должны быть значениями, стоящими перед символами процента, например, при уровне массового процентного содержания C 0,25%, уровне массового процентного содержания Mn 0,53%, уровне массового процентного содержания Cr 0,45% и уровне массового процентного содержания Mo 0,75% значения, которые подставляют в соотношение, представляют собой, соответственно, 0,25, 0,53, 0,45 и 0,75, вычисление, таким образом, проводят в соответствии с нижеследующим: Bs = 830 − 270[C%] − 90[Mn%] − 70[Cr%] − 83[Mo%] = 830 – 270 × 0,25 – 90 × 0,53 – 70 × 0,45 – 83 × 0,75 = 621,1.
Кроме того, в способе изготовления изобретения на стадии (2) заготовку трубы нагревают до 1050 – 1250°С и выдерживают на протяжении 1 – 3 часов, а после этого подвергают перфорированию и горячей прокатке для получения трубы, изготовленной на прошивном стане.
Кроме того, в способе изготовления изобретения на стадии (2) температуру окончательной прокатки при горячей прокатке контролируемо выдерживают на уровне значения, составляющего 900°С и более, для гарантирования наличия у трубы, изготовленной на прошивном стане, структуры полного аустенита в конце окончательной прокатки и для обеспечения превращения аустенита в структуру бейнита в ходе последующего технологического процесса охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени.
Кроме того, в способе изготовления изобретения на стадии (3) проводят воздушное охлаждение при использовании стеллажа-холодильника после завершения охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени.
В сопоставлении с предшествующим уровнем техники серостойкой трубе для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), и способу ее изготовления настоящего изобретения свойственны следующие далее благоприятные эффекты:
(1) В результате надлежащей разработки композиции относящаяся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкая труба для нефтяной скважины изобретения характеризуется низкими издержками и демонстрирует относительно высокую прочность и превосходную стойкость к сероводородной коррозии под действием напряжения и может быть широко использована в областях, таких как эксплуатация месторождений нефти и природного газа в сероводородсодержащей окружающей среде.
(2) Способ изготовления относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины, соответствующей изобретению, значительно уменьшает стоимость производства в результате оптимизированной разработки технологического процесса и обеспечивает получение предела текучести при растяжении (Rt0,7) у полученной серостойкой трубы для нефтяной скважины, относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), составляющего 125 кфунт/дюйм2 (то есть, 862 МПа) и более, и величины K1SSC, которая представляет собой стойкость к H2S-коррозии под действием напряжения, составляющей 27,5 МПа * м1/2 и более.
Осуществление изобретения
Серостойкая труба для нефтяной скважины, относящаяся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа), и способ ее изготовления настоящего изобретения будут дополнительно разъяснены и описаны при использовании конкретных примеров представленных ниже, но разъяснение и описание не накладывают ненадлежащим образом ограничений на техническое решение настоящего изобретения.
Примеры 1 – 6 и сравнительные примеры 1 – 10
В таблицах 1 – 1 и 1 – 2 перечисляются уровни массового процентного содержания химических элементов в относящихся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойких трубах для нефтяной скважины из примеров 1 – 8 и сравнительных примеров 1 – 10. Примеры 7 и 8 характеризуются оптимизированными композициями.
Таблица 1 – 1.
(% (масс.), остаток представляет собой Fe и неизбежные примеси, отличные от Р, S и О)
| Номер | C | Si | Mn | P | S | Cr | Mo | V | Nb |
| Пример 1 | 0,25 | 0,21 | 0,53 | 0,013 | 0,003 | 0,45 | 0,75 | 0,11 | 0,03 |
| Пример 2 | 0,2 | 0,49 | 0,37 | 0,012 | 0,001 | 0,69 | 0,61 | 0,16 | 0,01 |
| Пример 3 | 0,29 | 0,12 | 0,2 | 0,014 | 0,002 | 0,31 | 0,95 | 0,19 | 0,05 |
| Пример 4 | 0,26 | 0,35 | 0,59 | 0,011 | 0,001 | 0,52 | 0,8 | 0,14 | 0,02 |
| Пример 5 | 0,24 | 0,29 | 0,28 | 0,009 | 0,002 | 0,66 | 0,94 | 0,18 | 0,04 |
| Пример 6 | 0,28 | 0,42 | 0,44 | 0,012 | 0,003 | 0,38 | 0,82 | 0,17 | 0,03 |
| Пример 7 | 0,21 | 0,2 | 0,5 | 0,009 | 0,001 | 0,41 | 0,85 | 0,15 | 0,02 |
| Пример 8 | 0,24 | 0,4 | 0,3 | 0,011 | 0,002 | 0,51 | 0,75 | 0,17 | 0,04 |
| Сравнительный пример 1 | 0,25 | 0,35 | 0,36 | 0,011 | 0,002 | 0,42 | 0,76 | 0,13 | 0,04 |
| Сравнительный пример 2 | 0,23 | 0,41 | 0,39 | 0,013 | 0,001 |
 |
0,77 |
 |
0,04 |
| Сравнительный пример 3 | 0,27 | 0,32 | 0,27 | 0,009 | 0,002 | 0,41 | 0,62 | 0,13 | 0,05 |
| Сравнительный пример 4 | 0,22 | 0,39 | 0,41 | 0,008 | 0,001 |
 |
0,96 | 0,15 | 0,03 |
| Сравнительный пример 5 | 0,24 | 0,35 | 0,33 | 0,012 | 0,002 | 0,32 |
 |
0,12 | 0,04 |
| Сравнительный пример 6 | 0,21 | 0,3 | 0,42 | 0,011 | 0,002 | 0,35 | 0,74 | 0,13 |
 |
| Сравнительный пример 7 | 0,26 | 0,47 | 0,52 | 0,008 | 0,001 | 0,52 | 0,71 |
|
 |
| Сравнительный пример 8 | 0,26 | 0,35 | 0,59 | 0,011 | 0,001 | 0,52 | 0,8 | 0,14 | 0,02 |
| Сравнительный пример 9 | 0,26 | 0,35 | 0,59 | 0,011 | 0,001 | 0,52 | 0,8 | 0,14 | 0,02 |
| Сравнительный пример 10 | 0,26 | 0,35 | 0,59 | 0,011 | 0,001 | 0,52 | 0,8 | 0,14 | 0,02 |
Таблица 1 – 2.
(% (масс.), остаток представляет собой Fe и неизбежные примеси, отличные от Р, S и О)
| Номер | Ti | W | Al | O | N | [Cr%] + 3[Mo%] |
| Пример 1 | 0,022 | 0,45 | 0,06 | 0,009 | 0,006 | 2,7 |
| Пример 2 | 0,032 | 0,58 | 0,09 | 0,005 | 0,005 | 2,52 |
| Пример 3 | 0,015 | 0,21 | 0,04 | 0,002 | 0,007 | 3,16 |
| Пример 4 | 0,033 | 0,36 | 0,07 | 0,004 | 0,006 | 2,92 |
| Пример 5 | 0,019 | 0,25 | 0,06 | 0,007 | 0,005 | 3,48 |
| Пример 6 | 0,034 | 0,41 | 0,08 | 0,008 | 0,002 | 2,84 |
| Пример 7 | 0,025 | 0,21 | 0,01 | 0,004 | 0,003 | 2,96 |
| Пример 8 | 0,019 | 0,45 | 0,03 | 0,003 | 0,005 | 2,76 |
| Сравнительный пример 1 | 0,031 |
|
0,06 | 0,003 | 0,004 | 2,7 |
| Сравнительный пример 2 | 0,028 | 0,32 | 0,04 | 0,002 | 0,003 | 2,58 |
| Сравнительный пример 3 | 0,032 | 0,36 | 0,06 | 0,008 | 0,006 | 2,27 |
| Сравнительный пример 4 | 0,019 | 0,27 | 0,07 | 0,005 | 0,002 | 3,6 |
| Сравнительный пример 5 | 0,021 | 0,62 | 0,05 | 0,003 | 0,004 | 3,47 |
| Сравнительный пример 6 | 0,013 | 0,32 | 0,06 | 0,006 | 0,008 | 2,57 |
| Сравнительный пример 7 | 0,036 | 0,38 | 0,08 | 0,007 | 0,008 | 2,65 |
| Сравнительный пример 8 | 0,033 | 0,36 | 0,07 | 0,004 | 0,006 | 2,92 |
| Сравнительный пример 9 | 0,033 | 0,36 | 0,07 | 0,004 | 0,006 | 2,92 |
| Сравнительный пример 10 | 0,033 | 0,36 | 0,07 | 0,004 | 0,006 | 2,92 |
Обратите внимание: в таблице Cr и Мо в соотношении [Cr%] + 3[Mo%], соответственно, представляют собой их соответствующие уровни массового процентного содержания, и значения, подставляемые в определенное выше соотношение, должны быть значениями, стоящими перед символами процента.
Относящиеся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкие трубы для нефтяной скважины из примеров 1 – 8 и сравнительных примеров 1 – 10 вырабатывают при использовании следующих далее стадий (смотрите таблицу 2 – 1 и таблицу 2 – 2 в отношении конкретных параметров технологического процесса).
(1) Уровни содержания химических элементов в таблицах 1 – 1 и 1 – 2 являются уровнями массового процентного содержания химических компонентов после выплавки при использовании электрической печи. Расплавленную сталь после выплавки отливают в виде слитка, а после этого подвергают прокатке для получения заготовки трубы ϕ 300.
(2) Заготовку трубы нагревают до 1050 – 1250°С и выдерживают на протяжении 1 – 3 часов, а после этого ее подвергают прошиванию и горячей прокатке для получения трубы, изготовленной на прошивном стане, где температуру окончательной прокатки для горячей прокатки контролируемо выдерживают на уровне значения, составляющего 900°С и более.
(3) Охлаждение, контролируемо выдерживаемое в режиме реального времени, проводят в отношении изготовленной на прошивном стане трубы, температура которой после горячей прокатки находится в температурной области однофазного аустенита. Устройство для охлаждения, контролируемо выдерживаемое в режиме реального времени, является кольцевым устройством для охлаждения, имеющим сопло для водяного охлаждения. Кольцевое сопло обеспечивает получение однородного охлаждения стальной трубы по окружности. Интенсивность охлаждения контролируемо выдерживают исходя из давления и расхода воды для сопла и скорости транспортирования на рольганге для трубы, изготовленной на прошивном стане. Транспортирующий рольганг использует трубу в наклонном положении для сохранения вращения трубы, изготовленной на прошивном стане, при ее прохождении через разбрызгивательное кольцо, что, таким образом, предотвращает возникновение трудностей при производстве вследствие изгибания трубы в ходе технологического процесса охлаждения. Скорость охлаждения контролируемо выдерживают на уровне значения в диапазоне 10 – 30°С, а температуру окончательного охлаждения контролируемо выдерживают на уровне значения (Bs ± 30)°C, где температура бейнитного перехода представляет собой Bs = 830 − 270[C%] − 90[Mn%] − 70[Cr%] − 83[Mo%]. Воздушное охлаждение при использовании стеллажа-холодильника проводят после завершения охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени. Как это должно быть отмеченным, температура бейнитного перехода представляет собой Bs = 830 − 270[C%] − 90[Mn%] − 70[Cr%] − 83[Mo%], где C, Mn, Cr и Мо, соответственно, представляют собой их соответствующие уровни массового процентного содержания, и значения, подставляемые в определенное выше соотношение, должны быть значениями, стоящими перед символами процента.
(4) Однократную термическую обработку при закалке и отпуске проводят в результате закалки и отпуска на стадии закалки, температура закалки представляет собой Ас3 + (30 – 50°С), и где Ac3(°C) = 910 − 203[C%]1/2 + 44,7[Si%] + 104[V%] + 31,5[Mo%] + 13,1[W%], и время выдержки при температуре находится в диапазоне 0,5 – 1 час, а после этого проводят закалку в воде, где скорость закалки в воде составляет ≥ 30°С/сек; а на стадии отпуска температура отпуска находится в диапазоне 680 – 700°С, и время выдержки при температуре находится в диапазоне 1,5 – 2,5 часа; а после этого проводят воздушное охлаждение для получения относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины, демонстрирующей технические характеристики ϕ200,03 * 10,92. Как это должно быть отмеченным, в соотношении Ac3(°C) = 910 − 203[C%]1/2 + 44,7[Si%] + 104[V%] + 31,5[Mo%] + 13,1[W%] C, Si, V, Mo и W, соответственно, представляют собой их соответствующие уровни массового процентного содержания, и значения, подставляемые в определенное выше соотношение, должны быть значениями, стоящими перед символами процента.
В таблицах 2 – 1 и 2 – 2 перечисляются конкретные параметры технологического процесса для способов изготовления относящихся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойких труб для нефтяной скважины из примеров 1 – 8 и сравнительных примеров 1 – 10.
Таблица 2 – 1
| Номер | Стадия (2) | Стадия (3) | ||||
| Температура нагревания (°C) | Время выдерживания при температуре (час) | Температура окончательной прокатки (°C) | Скорость охлаждения (°C/сек) | Bs | Температура окончательного охлаждения (°C) | |
| Пример 1 | 1240 | 2,5 | 960 | 16 | 621,1 | 642 |
| Пример 2 | 1100 | 3,0 | 920 | 22 | 643,8 | 620 |
| Пример 3 | 1200 | 2,0 | 950 | 30 | 633,2 | 650 |
| Пример 4 | 1050 | 3,0 | 910 | 25 | 603,9 | 606 |
| Пример 5 | 1210 | 1,5 | 943 | 12 | 615,8 | 625 |
| Пример 6 | 1190 | 1,2 | 972 | 23 | 620,1 | 592 |
| Пример 7 | 1200 | 2,5 | 915 | 20 | 629,1 | 620 |
| Пример 8 | 1180 | 1,5 | 921 | 25 | 640,3 | 645 |
| Сравнительный пример 1 | 1220 | 2,0 | 935 | 25 | 637,6 | 610 |
| Сравнительный пример 2 | 1150 | 2,5 | 918 | 28 | 650,0 | 663 |
| Сравнительный пример 3 | 1100 | 2,3 | 935 | 18 | 652,6 | 625 |
| Сравнительный пример 4 | 1230 | 2,5 | 930 | 26 | 603,6 | 616 |
| Сравнительный пример 5 | 1180 | 3,0 | 942 | 21 | 626,0 | 640 |
| Сравнительный пример 6 | 1120 | 3,0 | 910 | 25 | 649,6 | 613 |
| Сравнительный пример 7 | 1230 | 1,5 | 980 | 24 | 617,7 | 622 |
| Сравнительный пример 8 | 1200 | 2,5 | 950 | / | 603,9 | / |
| Сравнительный пример 9 | 1220 | 2,0 | 960 | 25 | 603,9 |
|
| Сравнительный пример 10 | 1180 | 2,0 | 940 | 8 | 603,9 | 610 |
Обратите внимание: в таблице Bs = 830 − 270[C%] − 90[Mn%] − 70[Cr%] − 83[Mo%], где C, Mn, Cr и Мо в соотношении, соответственно, представляют собой их соответствующие уровни массового процентного содержания, и значения, подставляемые в определенное выше соотношение, должны быть значениями, стоящими перед символами процента.
Таблица 2 – 2
| Номер | Стадия (4) | |||||
| Стадия закалки | Стадия отпуска | |||||
| Ac3 (°C) | Температура закалки (°C) | Время выдержки при температуре (час) | Скорость закалки в воде (°C/сек) | Температура отпуска (°C) | Время выдержки при температуре (час) | |
| Пример 1 | 858,8 | 900 | 1,0 | 35 | 695 | 2,0 |
| Пример 2 | 884,6 | 920 | 0,6 | 40 | 690 | 2,5 |
| Пример 3 | 858,5 | 890 | 0,8 | 45 | 700 | 1,5 |
| Пример 4 | 866,6 | 900 | 0,5 | 32 | 685 | 2,0 |
| Пример 5 | 875,1 | 910 | 0,6 | 36 | 695 | 1,5 |
| Пример 6 | 870,2 | 905 | 1,0 | 43 | 690 | 2,0 |
| Пример 7 | 871,0 | 905 | 1,0 | 35 | 695 | 2,0 |
| Пример 8 | 875,6 | 910 | 0,8 | 40 | 690 | 2,0 |
| Сравнительный пример 1 | 863,8 | 900 | 0,6 | 35 | 680 | 2,0 |
| Сравнительный пример 2 | 867,7 |
|
0,5 | 40 | 695 | 1,5 |
| Сравнительный пример 3 | 856,6 | 895 | 1,0 | 30 | 690 | 2,5 |
| Сравнительный пример 4 | 881,6 |
|
0,5 | 35 | 685 | 1,5 |
| Сравнительный пример 5 | 879,9 |
|
0,8 | 36 | 700 | 2,0 |
| Сравнительный пример 6 | 871,4 |
|
1,0 | 33 | 680 | 2,5 |
| Сравнительный пример 7 | 877,7 | 910 | 0,5 | 35 | 695 | 2,0 |
| Сравнительный пример 8 | 866,6 | 900 | 0,8 | 35 | 690 | 2,0 |
| Сравнительный пример 9 | 866,6 | 900 | 1,0 | 40 | 695 | 1,5 |
| Сравнительный пример 10 | 866,6 | 900 | 1,0 | 35 | 690 | 2,0 |
Обратите внимание: в таблице Ac3(°C) = 910 − 203[C%]1/2 + 44,7[Si%] + 104[V%] + 31,5[Mo%] + 13,1[W%], где C, Si, V, Mo и W в соотношении, соответственно, представляют собой их соответствующие уровни массового процентного содержания, и значения, подставляемые в определенное выше соотношение, должны быть значениями, стоящими перед символами процента.
Проводят испытания на эксплуатационные характеристики в отношении относящихся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойких труб для нефтяной скважины из примеров 1 – 8 и сравнительных примеров 1 – 10. Испытание на растяжение при температуре окружающей среды проводят в соответствии с документом GB/T 228.1-2000 standard. Испытание на сероводородную коррозию под действием напряжения проводят в соответствии с документом NACE standard TM0177-2005 D (solution A). Результаты испытаний перечисляются в таблице 3.
Таблица 3
| Номер | Испытание на растяжение при температуре окружающей среды | Стойкость к сероводородной коррозии под действием напряжения | |
| Предел текучести при растяжении Rt0.7 (MПa) | Предел прочности при растяжении Rm (MПa) | K1SCC (MПa * м1/2) | |
| Пример 1 | 908 | 965 | 28,9 |
| Пример 2 | 930 | 984 | 28,2 |
| Пример 3 | 887 | 939 | 29,5 |
| Пример 4 | 955 | 998 | 27,8 |
| Пример 5 | 901 | 954 | 29,0 |
| Пример 6 | 933 | 986 | 28,6 |
| Пример 7 | 895 | 943 | 31,1 |
| Пример 8 | 910 | 960 | 30,0 |
| Сравнительный пример 1 | 867 | 924 | 25,3 |
| Сравнительный пример 2 | 890 | 952 | 25,6 |
| Сравнительный пример 3 | 923 | 976 | 24,6 |
| Сравнительный пример 4 | 948 | 999 | 23,8 |
| Сравнительный пример 5 | 926 | 992 | 24,7 |
| Сравнительный пример 6 | 915 | 972 | 24,9 |
| Сравнительный пример 7 | 916 | 968 | 25,1 |
| Сравнительный пример 8 | 931 | 983 | 25,3 |
| Сравнительный пример 9 | 902 | 963 | 25,6 |
| Сравнительный пример 10 | 928 | 985 | 26,5 |
Как это можно видеть исходя из таблицы 3, относящиеся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкие трубы для нефтяной скважины из примеров 1 – 6 характеризуются пределом текучести при растяжении, составляющим 125 кфунт/дюйм2 и более (то есть, 862 МПа), и величиной K1SSC, представляющей собой стойкость к сероводородной коррозии под действием напряжения, составляющей 27,5 МПа * м1/2 и более. Примеры 7 и 8 представляют собой относящиеся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкие трубы, характеризующиеся предпочтительными композициями, и демонстрируют величину K1SSC, составляющую более, чем 30 МПа * м1/2, что указывает на лучшую стойкость к сероводородной коррозии под действием напряжения.
Уровень содержания W в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины из сравнительного примера 1 является чрезмерно низким, что приводит к уменьшению серостойкости.
Уровни содержания как Cr, так и V в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины из сравнительного примера 2 являются чрезмерно низкими, что приводит в результате к уменьшению количества диспергированной фазы выделений и получению незаметного эффекта измельчения зерен, что приводит к уменьшению серостойкости.
Величина Cr + 3Mo в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины из сравнительного примера 3 является чрезмерно маленькой, что приводит в результате к уменьшению противокоррозионной стойкости стали в кислотной окружающей среде, что приводит к уменьшению серостойкости.
Как уровень содержания Cr, так и величина Cr + 3Mo в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины из сравнительного примера 4 являются чрезмерно значительными, что приводит в результате к значительному увеличению количества фазы крупноразмерных выделений в стали, что приводит к уменьшению серостойкости.
Уровни содержания как Мо, так и W в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины из сравнительного примера 5 являются чрезмерно высокими, что приводит в результате к значительному увеличению стойкости к отпуску и увеличению твердости на холоду для стали, что приводит к уменьшению серостойкости.
Уровни содержания как Nb, так и Ti в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины из сравнительного примера 6 являются чрезмерно низкими, что приводит в результате к уменьшению количества фазы диспергированных выделений и получению незаметного эффекта измельчения зерен, что приводит к уменьшению серостойкости.
Все уровни содержания V, Nb и Ti в относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубе для нефтяной скважины из сравнительного примера 7 являются чрезмерно высокими, что приводит в результате к увеличению количества крупнозернистых включений и фазы выделений в стали, что приводит к очевидному уменьшению серостойкости.
Заготовка трубы в отношении относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины из сравнительного примера 8 не подвергается воздействию технологического процесса охлаждения, контролируемо выдерживаемого в реальном режиме времени, после горячей прокатки, что приводит в результате к получению крупнозернистой и неравномерной структуры после однократной термической обработки при закалке и отпуске, что приводит к уменьшению серостойкости.
Заготовка трубы в отношении относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины из сравнительного примера 9 не подвергается воздействию технологического процесса охлаждения, контролируемо выдерживаемого в реальном режиме времени, при температуре окончательного охлаждения за пределами диапазона (Bs ± 30)°C после горячей прокатки, и заготовка трубы неспособна реализовать бейнитное превращение, что приводит в результате к получению крупнозернистой и неравномерной структуры после однократной термической обработки при закалке и отпуске, что приводит к уменьшению серостойкости.
Для относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины из сравнительного примера 10 вследствие маленькой скорости охлаждения при охлаждении, контролируемо выдерживаемом в реальном режиме времени, образуется смешанная структура из перлита и бейнита, и, таким образом, измельчение зерен после однократной термической обработки при закалке и отпуске является незаметным, что приводит к уменьшению серостойкости.
Как это должно быть отмеченным, на ограничительную часть в объеме охраны настоящего изобретения не накладывают ограничений вариантами осуществления, представленными в настоящем документе заявки. В объем охраны настоящего изобретения может быть включен весь предшествующий уровень техники, который не является несогласованным с решением настоящего изобретения, включая нижеследующее, но не ограничиваясь только этим: предшествующие патентные документы, предшествующие общедоступные публикации, предшествующий общедоступный вариант использования и тому подобное.
В дополнение к этому, на способы объединения технических признаков в настоящей заявке не накладывают ограничений способами объединения, описанными в формуле изобретения или конкретных вариантах осуществления. Все технические признаки, описанные в настоящей заявке, могут быть свободно объединены или совмещены любым образом, если только между ними не будет иметься противоречия.
Как это также должно быть отмеченным, вышеизложенное представляет собой просто иллюстрацию конкретных вариантов осуществления изобретения. Как это является очевидным, на настоящее изобретение не накладывают ограничений вышеупомянутыми вариантами осуществления, но оно имеет множество подобных вариаций. В объем настоящего изобретения предполагаются попадающими все вариации, которые являются непосредственно произведенными или задуманными специалистами в соответствующей области техники исходя из данного раскрытия изобретения.
1. Относящаяся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкая труба для нефтяной скважины, состоящая из следующих далее химических элементов при выражении их количеств через уровень массового процентного содержания:
C: 0,20 - 0,30%, Si: 0,1 - 0,5%, Mn: 0,2 - 0,6%, Cr: 0,30 - 0,70%, Mo: 0,60 - 1,00%, V: 0,10 - 0,20%, Nb: 0,01 - 0,06%, Ti: 0,015 - 0,035%, W: 0,20 - 0,60%, Al ≤ 0,1%, N ≤ 0,008%, при этом остаток представляет собой Fe и неизбежные примеси,
при этом микроструктура трубы для нефтяной скважины соответствует отпущенному сорбиту.
2. Труба по п. 1, в которой элементы Cr и Мо удовлетворяют соотношению: 2,4 ≤ [Cr%] + 3[Mo%] ≤ 3,5.
3. Труба по п. 1, в которой в числе упомянутых неизбежных примесей S ≤ 0,004%, Р ≤ 0,015% и О ≤ 0,01%.
4. Труба по п. 1, в которой величина K1SSC, которая представляет собой стойкость к H2S-коррозии под действием напряжения, составляет 27,5 МПа*м1/2 или более.
5. Способ изготовления относящейся к классу прочности стали 125 кфунт/дюйм2 (862 МПа) серостойкой трубы для нефтяной скважины по любому из пп. 1 - 4, включающий стадии:
(1) получение заготовки трубы;
(2) прошивка и горячая прокатка заготовки трубы для получения трубы, изготовленной на прошивном стане;
(3) охлаждение указанной трубы посредством контролируемого охлаждения, осуществляемого в режиме реального времени; и
(4) проведение однократной термической обработки указанной трубы в виде закалки и отпуска, при этом температура указанной трубы на стадии закалки составляет Ас3 + (30 - 50°С), где Ac3(°C) = 910 − 203[C%]1/2 + 44,7[Si%] + 104[V%] + 31,5[Mo%] + 13,1[W%], а охлаждение указанной трубы при закалке осуществляют в воде со скоростью 30°С/с или более, при этом температура указанной трубы на стадии отпуска составляет 680 - 700°С, а охлаждение указанной трубы при отпуске осуществляют на воздухе.
6. Способ по п. 5, в котором на стадии (3) скорость охлаждения контролируемо выдерживают на уровне значения в диапазоне 10 - 30°С/с, а температуру окончательного охлаждения контролируемо выдерживают на уровне значения (Bs ± 30)°C, где температура бейнитного превращения представляет собой (Bs) = 830 − 270[C%] − 90[Mn%] − 70[Cr%] − 83[Mo%], и воздушное охлаждение проводят после завершения охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени.
7. Способ по п. 5, в котором на стадии (2) заготовку трубы нагревают до 1050 - 1250°С и выдерживают на протяжении 1 - 3 часов, а после этого подвергают прошивке и горячей прокатке для получения трубы, изготовленной на прошивном стане.
8. Способ по п. 7, в котором на стадии (2) температуру окончательной прокатки при горячей прокатке контролируемо выдерживают на уровне значения, составляющего 900°С или более, для гарантирования наличия у трубы, изготовленной на прошивном стане, полностью аустенитной структуры в конце окончательной прокатки.
9. Способ по п. 6, в котором на стадии (3) проводят воздушное охлаждение при использовании стеллажа-холодильника после завершения охлаждения, контролируемо выдерживаемого в режиме реального времени.
