N80 ERW套管调质前后焊缝组织演变的EBSD研究

本文采用SEM和EBSD等显微分析技术研究了一种N80油套管调质处理（Q＆T）前后焊缝组织的演变规律。实验结果表明,经调质处理N80套管焊缝中心区的{101}〈101〉织构明显增强,而热影响区从较弱的{101}〈101〉织构变为较强的近{111}〈101〉织构。并且,焊缝和热影响区组织中取向差角小于10°的小角度晶界和大于50°的大角度晶界数量显著增加,而介于10°-50°之间的晶界数量下降。调质处理前焊缝和热影响区中晶粒尺寸分布较为均匀,而调质处理后主要以小尺寸晶粒为主。

N80＃油管钢在含H2S酸性溶液中的腐蚀行为

用稳态极化法、阳极动电位扫描法和交流阻抗法研究了酸性溶液中 pH值和H2 S的浓度对N80 #油管钢腐蚀行为的影响 .结果表明 :随着溶液pH值的减小、H2 S浓度的增大N80 #油管钢的腐蚀速率加快 ;HAc NaAc体系中无H2 S时 ,油管钢在活性溶解过程中生成的吸附性中间产物是Fe(OH) ad,而加入H2 S后 ,则生成了另一种吸附性中间产物—Fe(SH)

模拟油田H_2S/CO_2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究

模拟实际含H_2S/CO_2高温高压井下多相腐蚀环境,研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明:在所研究的参数范围内,材料表现出较高的均匀腐蚀速率,且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时,随H_2S含量的增加,材料的腐蚀速率先增加后降低;当介质中CO_2含量增加时,腐蚀速率则是单调增大趋势;Ca^(2+)、Mg^(2+)的影响与CO_2类似,而Cl^-的影响则与H_2S具有基本相似的规律。在H_2S/CO_2混合介质中,N8O钢的腐蚀行为受各因素的交互影响,且影响程度不同,各因素作用由大到小依次是:H_2S含量、Ca^(2+)、Mg^(2+)含量、Cl^-浓度和CO_2含量。

V-N微合金化生产非调质N80石油管

采用V-N合金微合金化和控温轧制技术取代传统的调质生产方式,获得了具有稳定性能,满足APISpec5CT标准要求的N80级油井管产品。现场轧制实验表明:此技术是可行的,不仅简化了生产工序,而且降低了钢材成本。

N80钢管残余应力的测试与分析

采用全释放法测试N80钢管的残余应力,结果发现:无论是直管还是发生变形的弯管在它们的同一部位,其内表面与外表面的残余应力是不均匀的,而且沿内圆周或是外圆周其残余应力的分布也不均匀。得出高的残余应力加上分布的不均匀性是钢管发生弯曲变形的主要原因之一。

石油套管用N80钢的研制

介绍了本溪钢铁公司和海特钢管厂联合研制石油套管用N80钢和ERW套管的情况。对研制的N80钢和ERW套管的化学成分、拉伸性能、冲击韧性、金相组织等进行了试验和分析。经中国石油天然气集团公司管材研究所评定,各项性能指标完全能够满足API SPEC5CT标准的要求。

H_2S对N80号油管钢腐蚀行为的影响

用稳态极化法 ,阳极动电位扫描法研究了给定酸度而不同H2 S浓度和给定H2 S浓度而不同酸度的溶液中H2 S对N80号油管钢腐蚀行为的影响 .结果表明 :酸性溶液中H2 S会吸附在油管钢表面从而促进腐蚀反应阳极过程的进行 ,且随着溶液中H2 S浓度的增大油管钢耐蚀能力降低 。

80t转炉-LF-VD-CC流程冶炼N80-1石油套管钢的工艺实践

N80-1石油套管钢36Mn2V(%):0.34～0.38C、0.25～0.40Si、1.45～1.70Mn、≤0.020P、≤0.015S、0.01～0.04Al、0.11～0.16V,(Sn+Sb+As+Pb+Bi)≤0.035,[O]≤35×10^(-6),[N]≤80×10^(-6),[H]≤2.5×10^(-6)由80 t顶底复吹转炉-LF-VD-Φ210～270 mm圆坯连铸工艺冶炼。通过高拉碳补吹氧、控制终点[C],控制出钢回磷≤0.008%,使用碱度3.2～4.0的精炼渣系等工艺措施,使该钢P为0.012%～0.019%,S为0.003%～0.005%,[O](11～22)×10^(-6),[N](39～76)×10^(-6),[H](1.5～2.1)×10^(-6),其成分、组织和性能均达到用户以及API Spec5CT标准要求。

温度对N80油套管钢CO_2腐蚀膜覆盖条件下阴极阻抗谱的影响

利用极化曲线和电化学阻抗谱技术研究了温度对腐蚀膜覆盖条件下N80油套管钢在含饱和CO2的地层水中阴极阻抗谱的影响。结果表明:成膜温度升高阴极反应电阻增加,扩散导纳减小,表明阴极反应速率减小。说明温度升高有助于致密性膜的形成,对基体的保护作用增强。3MPa200℃下所成膜覆盖条件下N80油套管钢在不同温度的阴极过程阻抗谱主要由高频容抗弧、低频容抗弧和Warburg阻抗共同组成,随着温度升高,扩散过程增强。

不同CO_2分压下油田产出液温度对N80钢油管腐蚀的影响

为了进一步弄清不同CO2分压下油田产出液温度对N80钢油管腐蚀的影响规律,利用X射线衍射仪和JXA-8230电子探针显微分析仪,研究了3种CO2分压下油田产出液温度对N80钢的腐蚀行为的影响.结果表明,3种CO2分压下,N80钢的腐蚀速率随温度变化的趋势基本相同：随着温度的升高腐蚀速率先增大后减小,呈3个阶段：CO2分压为2 MPa,50℃时,腐蚀速率最大,CO2分压为4 MPa,80℃时,腐蚀速率最大,CO2分压为6 MPa,65℃时,腐蚀速率最大；3种CO2分压下,N80钢在50～80℃内由全面腐蚀转向局部腐蚀.

N80 HFW套管试制工艺研究

介绍了采用高频直缝焊接工艺生产的高钢级油井专用管,重点研究了φ139.7 mm(51/2in)N80套管原材料化学成分及试制过程中成型、焊接等工序的工艺参数和质量控制关键点。产品检测结果表明,产品的各项性能指标远高于API 5CT标准,同时也探讨了进一步改进的方向。

非调质钢N80级油井管的研制与开发

研究了微合金化非调质钢N80级Φ139.70mm×7.72mm油井管的成分和制管工艺,以及其化学成分和组织对力学性能的影响;评价了用非调质钢生产N80油井管的性能稳定性。

大牛地下古气藏酸性环境管材腐蚀机理研究

大牛地下古生界气藏腐蚀环境为CO_2与H_2S共存,腐蚀机理尚不明确。为指导大牛地下古生界气井腐蚀防护,进一步支撑大牛地气藏的有效开发,通过利用循环流动高温高压腐蚀测试装置与电子扫描显微镜开展了酸性环境对P110/N80管材腐蚀机理研究,并利用多组实验数据作出了大牛地管材腐蚀速率图版。分析表明,随着H_2S分压的降低,CO_2分压的升高,腐蚀速率会先升高再降低,温度的升高也出现同样的腐蚀规律,实验总压的升高会加速腐蚀产物膜的破坏与脱落,不断增大腐蚀速率。实验结果表明大牛地使用的P110钢材的性能要高于N80钢材。

地面管网含硫酸性腐蚀环境用缓蚀剂的性能与作用机制

为了改善地面管网含硫酸性高温环境的腐蚀问题,用微波法合成了一种N掺杂碳点缓蚀剂NCDs,采用电化学和失重法测试了NCDs在25、60、90℃下对N80钢片在模拟溶液中的缓蚀作用。结果表明,在相同NCDs浓度下,随温度的升高,缓蚀效率降低。在25℃下,缓蚀剂NCDs质量浓度为150 mg/L时的缓蚀效率达到最大,达94.16%;在60℃下,NCDs质量浓度为200 mg/L时的缓蚀效率最大,为82.92%;在90℃下,NCDs质量浓度为150 mg/L时缓蚀效率达到69.59%。对腐蚀形貌分析发现90℃时,钢片表面的腐蚀坑深度和数目最多。吸附等温曲线表明,NCDs在90℃时吸附平衡常数最大,但高温会使其局部腐蚀更严重。此外发现N掺杂碳点的吸附类型为物理与化学混合吸附。该碳点缓蚀剂可有效解决地面管道高温下的腐蚀,延长使用寿命。

适用某油区的经济型防腐蚀油井管研发

为了解决某油区常规N80钢级油井管经常出现腐蚀穿孔的问题,研制了一种适合该油区的经济型防腐蚀油井管。通过分析油井管腐蚀原因及主要腐蚀介质,对研制的经济型防腐油井管试样进行耐腐蚀性能评价,发现其比常规N80钢级油井管有更好的耐腐蚀性能。在该油区进行下井试验,使用周期超过300d,远超N80钢级油井管,证明研制的经济型防腐蚀油井管适用该油区的实际井况。

低H_2S/CO_2分压比下油管钢腐蚀产物膜特征及形成机制研究

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟低H2S/CO2分压比腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM,XRD,XPS等表面分析技术,探讨了油管钢在低H2S/CO2分压比腐蚀环境下的腐蚀产物膜特征及形成机制。结果表明:在微量H2S条件下,当PH S/PCO为1/400时,试样表面在数秒内形成很薄的一层腐蚀产物膜Fe S;随着时间的延长,形成具有3层结构的腐蚀产物膜,腐蚀产物膜由硫化物和Fe CO3组成;当PH S/PCO增大到1/100时,腐蚀产物膜仅由硫化物组成。

10Cr3Mo钢与N80钢的高温力学性能

10Cr3Mo钢是以N80钢为基础加入了Cr、Mo、Ni等合金元素,对相同热处理工艺下的这两种套管钢进行了高温力学性能试验,并对其进行显微组织结构观察。通过蠕变试验,推出了这两种钢的蠕变本构方程。对两种钢进行室温、高温拉伸试验以及室温冲击试验结果表明,在提高Cr、Mo等元素含量后,10Cr3Mo钢的抗拉强度仍维持原有钢级水平,屈强比略有增加,伸长率稍有下降,冲击性能有所降低,但高温抗蠕变能力显著提升。使用10Cr3Mo钢作为80钢级的热采井套管将能有效减少因蠕变因素导致的热采井失效问题。