BT95SS高强度抗硫化氢腐蚀石油套管的研制

文章主要介绍了石油套管抗硫化氢应力腐蚀性能的影响因素和控制要点。为满足高强度抗硫化氢腐蚀套管的使用要求，选用Cr、Mo、Ti为主要抗腐蚀合金元素，严格控制S、P的含量，通过微合金元素合理优化，生产出了具有自主知识产权的抗硫化氢石油套管，0℃冲击吸收功达到100 J以上，使套管在具有高强度的同时也具有很高的韧性，强韧性搭配合理，产品具有良好的抗硫化氢腐蚀性能。     

高强度抗硫化氢应力腐蚀油套管的研制

文章主要叙述了抗硫化氢腐蚀性能的影响因素和控制要点。结合包钢的生产实践,生产出了具有自主知识产权的抗硫化氢应力腐蚀套管,产品具有良好的抗H2S腐蚀性能。经使用证明,产品性能良好达到国内同类产品的水平。     

宝钢抗腐蚀系列油井管的开发

结合油气田硫化氢、二氧化碳及氯离子等的腐蚀特点,针对石油天然气工业开采开发过程出现的油井管腐蚀类型和危害,系统介绍了宝钢一般抗硫管、高抗硫管、抗硫钻杆、低Cr经济型抗二氧化碳和硫化氢腐蚀管、高抗二氧化碳的13Cr油套管和Ni基合金油套管系列产品的研发及应用情况,并结合用户的需求与宝钢钢管品种发展的战略,对下一步宝钢抗腐蚀油井管的研究开发提出了设想.     

3Cr抗CO2和H2S腐蚀系列油套管开发

CO2、H2S腐蚀是石油天然气开采过程中的主要腐蚀问题。文章在分析油井管CO2腐蚀行为和腐蚀特点的基础上，介绍了抗CO2、H2S腐蚀油套管的研制过程并开发出腐蚀性能良好的3Cr系列经济型油套管。文章重点介绍了80、95、110等不同钢级成品管的力学性能，抗CO2、H2S应力腐蚀开裂性能。运用SEM扫描电境、X光电子能谱仪、X射线衍射、体视显微镜等分析了钢经腐蚀后的表面腐蚀产物的组成、结构，并对Cr元素改善钢的抗CO2腐蚀行为及机理进行了分析。     

低碳-低锰系油井套管用钢抗硫化氢应力腐蚀开裂性能

 对621MPa(90ksi)级抗硫化氢腐蚀油井套管用钢的合金设计、热处理工艺以及组织和性能关系进行了研究,分别设计了0.08C-0.8Mn和0.20C-0.8Mn 2种低碳-低锰试验钢,并重点研究了经调质处理后试验钢的位错、析出物和碳化物对SSCC性能的影响。研究结果表明,采用低碳-低锰,结合Nb、V、Ti和B的微合金设计,通过适当的调质热处理工艺可以获得优良的力学性能、韧性和抗硫化氢应力腐蚀开裂性能,满足相关标准的要求。研究结果还表明,不共平面的位错群、细小的析出物以及弥散的高球化率碳化物,可以使钢具有很好的抗硫化氢应力腐蚀开裂性能。     

抗挤抗硫套管用CrMo钢在硫化氢介质中的电化学行为

测定了宝钢φ177.8×9.19 mm规格B110TS抗挤抗硫套管的抗挤抗硫性能,采用电化学测试技术研究了抗挤抗硫套管用CrMo钢在饱和硫化氢盐溶液的极化和析氢行为.通过TEM、XPS和SEM观察了微观组织及析出相,发现铜的添加能够改变钢的电化学行为,钢基体以及碳化物在硫化氢介质中的溶解行为是影响抗硫化氢腐蚀性能的重要因素,提出了这种材料在硫化氢介质中的腐蚀机制.     

SSC抗硫化氢应力腐蚀试验方法的开发

文章通过对硫化氢基础特性及油套管硫化氢腐蚀机理的研究探讨,结合NACE TM0177-2005和ASTM A370标准要求,提出了符合企业生产要求的SSC抗硫化氢应力腐蚀试验方法。将该方法应用在现场生产硫化氢腐蚀专用油套管SSC检验过程中,取得良好的应用效果,为企业创造了较高的经济效益与社会效益。     

抗硫化氢应力腐蚀油井管及其制造方法

专利号:ZL200510029218.0专利权人:宝山钢铁股份有限公司发明人:殷光虹张忠铧郭金宝孙元宁抗硫化氢应力腐蚀油套管,其成分质量百分比为:wC:0.20%～0.32%、wSi:0.1%～0.5%、wMn:0.4%～1.0%、wCr:0.1%～0.8%、wMo:0.5%～1.2%、wV:0.01%～0.10%、wNb:0.01%～0.1%0、wP≤0.015%、wS≤0.010%、余Fe和不可避免的杂质。本发明的制造方法包括,经电弧炉冶炼、炉外精炼、真空脱气和钙处理后,连铸成圆坯;再经热轧制成无缝钢管;进行调质热处理,热处理淬火温度在820～1000℃之间,保温30min以上,钢管内外同时整体水淬;回火温度650℃以上,保温60min以上,空冷;热矫直温度480℃以上,经探伤、管加工制成油管或套管。本发明既可以保证钢管经整体淬火回火后,达到110ksi钢级的性能要求,也可保证在此强度下有很好的抗硫化氢应力腐蚀性能。抗硫化氢应力腐蚀油井管及其制造方法$宝山钢铁股份有限公司科技发展部     

螺旋焊管抗H2S应力腐蚀试验研究

通过对螺旋焊管抗H2S应力腐蚀的试验研究，提出了螺旋焊管抗H2S应力腐蚀的几种途径，并对我国在抗H2S应力腐蚀的研究方面提出了一些建议。     

BT80SS抗H2S腐蚀石油套管的研制

根据化学元素对H2S应力腐蚀的影响,选用C,Mn,Cr和Mo为合金元素,控制S和P等有害元素的含量,同时加入RE;根据钢管的组织对抗H2S应力腐蚀的影响,采用淬火后高温回火的热处理制度,生产出了具有自主知识产权的抗H2S套管,该产品具有良好的耐H2S腐蚀性能。     

循环氨水管道泄漏原因分析及防漏措施

环氨水中含有H2S等多种腐蚀性介质,对普通的循环氨水管道有一定的腐蚀作用,循环氨水管道在制作和安装过程产生的各种残余应力和介质腐蚀的联合作用诱发了管道的应力开裂,H2S等应力腐蚀和氢损伤是造成氨水管道的泄漏主要原因。焊接时的焊接缺陷或应力腐蚀而在管道内壁形成的微小裂纹,诱发氨水管道的缝隙腐蚀。因此管道的焊接质量和焊接后的消除应力处理显得尤为重要。     

低铬抗硫套管的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

通过高温高压及H2S应力腐蚀开裂(SSC)实验,采用SEM、EDS、XRD和TEM技术,研究3Cr110S在模拟环境中的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟H2S/CO2高温高压腐蚀环境中,H2S腐蚀占主导作用,3Cr110S的均匀腐蚀速率为0.1272 mm/a,局部腐蚀轻微,试样表面腐蚀产物为FeS;在施加应力为72%、80%的最低屈服强度时,3Cr110S试样均未发生应力腐蚀开裂,具有良好的抗SSC性能;3Cr110S回火索氏体组织的条束之间位相差大,铬元素在晶界及晶内以粒状碳化物析出、位错纠结、弥散分布碳化物的位错定扎对SSC裂纹扩展起着良好的阻碍作用。     

“PU—1”低合金高强度抗H2S应力腐蚀钻材钢的研究

研制的“ＰＵ－１”低合金高强度抗Ｈ２Ｓ应力腐蚀钻材新钢种,具有良好的综合力学、抗Ｈ２Ｓ应力腐蚀和焊接性能,应用于结构构件方面是可行的,且有显著的经济和社会效益。     

舞钢湿硫化氢环境用低合金高强度钢

湿H2S环境下引起压力容器及管道的腐蚀、氢致开裂（HIC）、H2S应力腐蚀开裂（SSCC）是当前采油、炼油、化工、煤气生产中最为突出的腐蚀问题和技术难题之一。为此,舞钢对防止压力容器与管道在湿硫化氢环境中的开裂问题进行了广泛、深入的研究,相继成功地开发了一系列不同强度级别的湿硫化氢环境用抗硫化氢腐蚀用钢,具有碳当量低、力学性能（尤其是低温冲击韧性）优良、抗氢致开裂性能和抗硫化物应力腐蚀性能良好的特点,钢板的力学性能、抗氢致开裂性能及抗硫化物应力腐蚀性能均达到了国际先进或领先水平。本文还指出了抗湿硫化氢用钢的生产开发方向并提出了质量改进措施。     

应力与环境耦合条件下高强钢S135的疲劳行为北大核心CSCD

为评价应力与环境耦合(交变应力、腐蚀介质和温度耦合)对高强度钢S135疲劳性能的影响,探索应力与环境耦合对高强度钢S135疲劳的作用机制,测试了S135材料在空气中和不同温度下(25、40、60和80℃)有机盐钻井液中的疲劳寿命,分析了S135在有机盐钻井液中的腐蚀疲劳敏感性,并使用扫描电镜观察了不同温度下的断口形貌,研究了有机盐钻井液中S135腐蚀疲劳的断裂机理。结果表明,同一应力(低应力)水平下,随温度升高(25、40、60和80℃),腐蚀疲劳寿命逐渐降低,腐蚀疲劳敏感指数和温度敏感指数逐渐增加。研究认为,交变应力、腐蚀介质和温度耦合对S135材料疲劳有极大的影响,交变应力是疲劳失效的主要因素,腐蚀介质会使S135表面产生腐蚀坑,导致疲劳裂纹的萌生,温度通过加速腐蚀对疲劳破坏产生影响。     

超级13Cr在H2S和CO2共存环境下的腐蚀行为影响研究

对CO2和H2S共存环境中95 ksi钢级超级13Cr钢的腐蚀行为进行了研究,发现常温条件下H2S和CO2共存环境中,无论是采用恒载荷的方法还是四点弯曲的方法,都在试样的表面出现了局部腐蚀,而在高温条件下未发生点蚀和应力腐蚀现象。分析结果表明,95 ksi钢级的超级马氏体不锈钢在常温H2S和CO2共存环境中出现的局部腐蚀主要是因为夹杂物在应力集中和酸性溶液的作用下形成点蚀,并沿着相同应力水平的区域扩展,局部腐蚀增加了应力腐蚀开裂的敏感性。     

Corrosion behavior of super 13Cr stainless steel in a H_2S and CO_2 environment

The corrosion behavior of 95 ksi grade super 13 Cr stainless steel in an environment consisting of H_2S and CO_2 was investigated.The results reveal that for both loading methods(constant load and four-point bending),local corrosion occurred on the surface of the samples tested at ambient temperature but was absent from the samples tested at high temperatures.The local corrosion was caused by the formation of pits at nonmetal inclusions; the pits were formed under the action of stress in an acidic environment, which was due to an acid solution.Subsequently, the corrosion extended along the direction of stress.The sensitivity of stress corrosion cracking increased because of the local corrosion.     

Investigation of Mechanical Property of Oil Tube Steel P110S in High Temperature and High Pressure Environment Containing H2S/CO2

With the exploitation of high sour and deep oil well in china,the corrosion medium containing CO 2,H 2 S,Cl-and organic acid threaten the safety of oil equipment and tube steel severely.In this article,many experiments,including corrosion tests,tensile tests,hydrogen concentration measurement tests and SEM examinations,were performed to investigate the effect of H 2 S partial pressure and loading stress on the mechanical property of oil tube steel P110S in high temperature and high pressure environment containing H 2 S/CO 2.The tensile strength and yield strength during fracture process of P110S steel were obtained experimentally and the fracture morphology was analyzed by SEM.The results indicate that both tensile strength and yield strength decreased after corrosion.The damage of tensile strength and yield strength became serious with an increase in H 2 S partial pressure and loading stress.According to the fracture analysis,the fracture mode exhibited quasi-cleavage and dimple mixed fracture,and the area of quasi-cleavage pattern increased with H 2 S partial pressure and loading stress increasing.According to the results of tensile test and hydrogen concentration measurement test,the tensile property degradation is closely associated with diffusible hydrogen concentration of P110S steel in the H 2 S/CO 2 environment.