冷焊修复层在H_2S环境下的开裂行为研究

研究了不同工艺条件下A350 LF2钢冷焊修复层的组织特征以及在NACE标准实验条件下的硫化物应力开裂(SSC)和氢致开裂(HIC)特征。结果表明,低的热输入量、短持续时间和高占空比条件下容易产生未熔合焊接缺陷,Ar气输入量较大则容易产生焊接气泡。H_2S腐蚀实验结果表明,冷焊修复层对SSC不敏感,但是却极易在焊接缺陷处产生HIC裂纹,裂纹在未熔合区以及焊缝气泡的边缘萌生,并沿着焊接熔合线在焊缝一侧扩展。适当的冷焊修复工艺参数能消除焊接缺陷,有利于提高焊缝的抗HIC开裂性能。     

X100管线钢的连续冷却转变

采用热膨胀法获取X100管线钢的CCT曲线,并通过硬度实验,光学显微组织观察,SEM组织观察,TEM组织观察等手段进行分析,深入讨论了X100管线钢的CCT曲线及其在不同冷却条件下的相变规律,研究了X100管线钢不同冷却条件下的组织类型及典型特征,为更好的认识X100管线钢组织-性能之间的关系和推动其工业应用提供重要参...     

油气管道基于应变的设计及抗大变形管线钢的开发与应用

地震和地质灾害是引发油气输送管道失效的主要原因之一。基于应变的设计是预防这类失效的有效手段。在运用设计措施解决管道承受大位移、大应变问题的同时,选择合适的管线钢及钢管,也可使管道具有抗大应变的能力。抗大变形管线钢应具有的主要特性是：应力应变曲线为Round House型、屈强比较低、形变强化指数高、均匀塑性变形延伸率高,其组织包含有硬相和软相的双相或多相。管道环焊缝接头应为高匹配（焊缝及热影响区的强度高于母材）。     

石油管材的氢致裂纹与滞后断裂

氢致裂纹和滞后断裂是石油管材的主要失效形式之一。论述了石油管材的氢致裂纹和氢致滞后断裂（应力腐蚀）的区别和联系，重点讨论了石油管材在H2S中产生氢致裂纹的特征和条件，以及钢中非金属夹杂物、化学成分、组织结构等对氢致裂纹的影响。同时，讨论了石油钻具氢致滞后断裂的特点；提出了预防氢致开裂和氢致应力腐蚀的若干措施。     

石油钻具的氢致应力腐蚀及预防

论述了石油钻具在Ｈ２Ｓ等致氢环境中发生氢致应力腐蚀断裂的宏微观特征及影响因素,提出了预防钻具发生氢致应力腐蚀失效的措施。     

09Cr2AlMoRE稀土合金钢的CO2腐蚀行为研究

利用高温高压釜模拟油田环境下09Cr2AlMoRE钢的CO2腐蚀行为，计算其平均腐蚀速率并对腐蚀产物进行分析。发现09Cr2A1MoRE在CO2腐蚀环境中主要是均匀腐蚀，平均腐蚀速率较大；其腐蚀产物膜主要成分为FeCO3但不同温度下其成分又各有不同。试验结果表明，该材料在CO2腐蚀环境中不具有优越性，使用时应充分考虑其使用环境。     

钻杆接头和转换接头的断裂失效分析

钻杆接头和转换接头失效的形式主要有过量变形、断裂和表面损伤三类。其中断裂失效表现为过载断裂、低应力脆断、应力腐蚀、氢脆断、疲劳和腐蚀疲劳断裂。它们产生的原因和破坏发生的特点都不一。文内以5个例证分别进行分析,并提出预防的措施。     

油井管发展动向及若干热点问题

油井管包括钻杆、方钻杆、钻铤及套管、油管等。从油井管自身分析，其失效模式归根结底是材料因素和结构因素两者起作用。鉴于此，针对油井管的钢级和螺纹连接这两个根本问题，分别评述了油井管钢级和螺纹连接的发展动向；详细地讨论了高强度油井管的强韧性匹配、可膨胀管技术、连续柔性管技术及抗CO2腐蚀油井管等研究的热点问题。近几年，国内外都正在研究开发含铬2％-5％的经济型抗CO2腐蚀的油井管。     

X60管线钢疲劳特性的研究

利用2、4和14mm的X60钢紧凑拉伸试样进行同样应力水平、固定应力比（R＝0．1）的疲劳裂纹扩展试验，揭示出高韧性管道钢的疲劳裂纹扩展存在显著的厚度效应。由于应力水平低，相应的离面应力也低，不足以导致分层开裂，因此，裂纹端部的三维应力约束随厚度增加而增大。4mm试样的疲劳裂纹速率远高于2mm试样，但厚度再增大，裂纹扩展速率不再有显著变化。进一步对表面裂纹试样进行疲劳裂纹扩展试验，并用勾线法纪录裂纹扩展情况，利用穿透裂纹的da/dN-ΔK曲线预测表面裂纹扩展，用2mm厚试样的数据控制裂纹表面长度的扩展，用14mm厚试样的数据控制裂纹底部沿厚度方面的扩展，得到了与表面裂纹扩展实验吻合很好的预测结果。     

N80钢CO2腐蚀产物膜研究

在模拟油田CO2腐蚀环境下，用XRD、EDS和SEM研究了N80钢腐蚀产物膜的形成与发展情况。结果表明，在本试验条件下N80钢CO2腐蚀产物膜对基体具有一定的保护作用，可以降低腐蚀速率。腐蚀产物膜分3层，讨论了3层膜的结构特征与形成机理。初步研究了腐蚀产物膜的破坏特征。腐蚀产物膜的晶体类型是（Fe,Ca)CO3复盐。