N80-1套管冲击功不合格原因分析

某批次Φ244.48 mm×11.05 mm规格、N80-1钢级套管出现批量冲击功不合格,经正火后仍然不合格的情况.分析了N80-1套管冲击功不合格的原因.分析结果表明:N80-1套管的冲击功不合格是因为材料存在带状组织以及MnS夹杂物.建议加强冶炼工艺管控,降低成分偏析,减小带状组织级别,提升钢水纯净度,降低夹杂物含...     

N80-1油管液压试验开裂原因分析

分析了N80-I钢级油管在静水压试验期间发生开裂的原因。检查发现失效油管的断口为典型脆性断口,断口前端的管材内壁存在划痕缺欠,划痕处产生应力集中,在承压时划痕底部萌生裂纹,是材料失效的诱因;材料内部严重的带状组织使油管横向力学性能下降、止裂能力较差,是油管液压试验开裂的主要原因。     

N80-1类电阻焊石油套管用钢的开发

介绍了鞍钢2150ASP中薄板坯连铸连轧生产线开发11.99 mm厚电阻焊石油套管用钢N80-1热轧卷板的难点和特点.成分设计上采用低碳高锰添加少量Mo元素,碳当量控制在0.45％以下;在工艺上采用纯净钢冶炼、动态轻压下连铸技术、ASP热装热送工艺和TMCP技术,解决了中薄板坯压缩比小、卷板抗拉强度低等难题,成功实现了其批量供货.卷板制管后,产品各项性能完全满足API SPEC 5CT标准要求.     

L80-1石油套管表面缺陷产生原因分析及改进

针对L80-1石油套管在生产过程中产生的几种具有裂纹特征的缺陷,介绍了 L80-1套管的材料和生产工艺,分析了三种缺陷的宏观及微观形貌特征,并结合现场热轧、热处理、探伤等情况,推断缺陷可能产生的原因,采取相应的改进措施,使缺陷得到了有效控制.     

N80-1套管失效分析

为了解决非调质钢N80套管的脆断问题，对失效的非调质钢36Mn2V制造的N80套管进行了检测和分析，我出其失效原因是套管生产工艺不合理，导致其组织不佳、韧性差。为此，采用940℃。10min正火工艺对套管进行处理，使其强韧性得到良好配合。     

L80-1钢级石油套管力学性能影响因素分析

统计L80-1石油套管的力学性能、主要合金元素含量,并结合其金相组织,分析不同因素对L80-1石油套管力学性能的影响程度。分析认为:控制合金元素含量是保证L80-1石油套管力学性能的关键。控制w(C)在0.34%~0.36%,w(Mn)在1.30%~1.40%,同时严格控制回火保温时间且延时不得超过30 min,可保证力学性能的均匀性和稳定性;将淬火机床支撑轮转速提高至60 r/min以上,可保证组织均匀性。     

N80Q套管力学性能不稳定原因分析

针对某公司生产的N80Q套管拉伸性能首次试验合格率较低,力学性能不稳定的问题,利用工序能力指数评价了其工序能力状态,从管坯化学成分、热处理工艺两个方面对其力学性能不稳定原因进行了分析,并提出了相应的改进措施。     

激光熔凝处理N80油管的组织及耐磨性

采用5 kW横流CO2激光器对N80油管内壁进行激光螺旋熔凝处理,采用光学显微镜、扫描电镜及显微硬度计对激光熔凝层组织、硬度及磨损形貌进行分析.结果表明,油管激光熔凝处理后熔凝区生成马氏体组织,硬度较基体显著提高,硬度最大值出现在相变硬化区.油管内壁激光螺旋熔凝强化后,耐磨性能明显提高.当扫描速度一定时,随激光功率的增加,硬度降低,而耐蚀性及耐磨性增加,腐蚀加速了油管的磨损.未经激光处理的N80油管钢磨损机制为大块的疲劳剥落和犁削,采用螺旋激光熔凝处理后,油管磨损面犁沟细小,伴随少量的剥落坑.     

N80钢级油管水力压裂开裂原因分析

N80-1油管在进行油层水力压裂增产作业的过程中发生了脆性开裂,取样分别进行断口宏观分析、断口微观分析、金相检验等方法,对油管脆性开裂的原因进行了系统的分析。试验结果表明:该油管内壁存在一条深0.2~0.8 mm的芯棒划伤是导致该油管在压裂过程中发生脆性开裂的主要原因。另外,N80-1油管的冲击韧性值较低亦促进该油管发生脆性开裂。改选用冲击韧性值高的油管进行压裂作业将会降低压裂过程中油管发生脆性开裂的概率。     

Φ139.7mm×9.17mm N80LC套管螺纹黏结原因分析

为找出下套管时Φ139.7 mm×9.17 mm N80 LC套管接头发生螺纹黏结的原因,分析该套管的化学成分、力学性能、金相组织,检测3对全新套管的螺纹参数,并进行上卸扣试验,最后分析螺纹黏结形貌。试验结果表明:该套管的材料理化性能及螺纹参数符合API Spec 5CT—2011、API Spec 5B—2008及Q/SY 1572.1—2013标准要求;现场螺纹清洗不当及作业不规范是套管螺纹发生黏结的根本原因。     

N80油管激光合金化层的组织及性能研究

在N80油管表面预置Ni-Cr-Ti-B_4C合金粉末.通过激光处理获得与基体完全冶金结合的合金化层.利用金相显微镜、X射线衍射仪、扫描电子显微镜、能谱仪、电子探针显微分析仪和显微硬度计对合金化层的组织、相结构及显微硬度进行了测试分析,利用电化学测试系统测试了合金化层的耐蚀性.结果表明,激光合金化区主要由TiC、TiB_2颗粒、α-(Fe,Ni,Cr)同溶体组成;合金化区与基体结合致密、组织细小、合金化元素分布均匀;与基体相比,合金化层硬度比基体提高2～3倍,耐蚀性也得到很大改善.     

非调质N80钢级HFW套管的研制和开发

随着我国石油工业的快速发展,对石油套管的需求逐年增多,对其性能的要求也进一步提高.介绍了中海石油金洲管道有限公司研发的非调质N80钢级HFW套管的化学成分设计、金相组织、生产工艺路线、核心技术和控制要点、产品性能等.检验、试验结果表明:研发的非调质N80钢级HFW套管满足API Spec 5CT标准的要求,具有较高的冲...     

N80Q套管外折缺陷分析

通过对N80 Q套管外折缺陷形态、金相组织和微区成分的分析,确定该缺陷的产生是由于热轧前管坯外表面存在裂纹缺陷,在随后的加热和变形过程中不断延伸和氧化,最终形成了螺旋状的外折缺陷.通过加强管坯的质量检查和控制,可有效防止该类缺陷的发生,保证套管的产品质量.     

20钢锻件性能不合原因分析及对策

对20钢不合格锻件进行研究,确定屈服强度和冲击韧性不合格的直接原因是锻件内部存在大量的粗大魏氏组织。该组织的形成原因主要是锻件终锻温度过高,锻后正火冷却速度不合理,并且钢中合金元素含量偏低。通过多次正火消除了魏氏组织,使不合格锻件得以挽救,并在后续生产中调整钢的成分、降低终锻温度、提高正火冷却速度确保了锻件一次合格。     

BFe10-1-1白铜FSW接头组织和力学性能研究

采用搅拌摩擦焊对4 mm厚的BFe10-1-1铜合金进行焊接,研究了焊接参数对接头组织和力学性能的影响规律。结果发现:在机械力和焊接热循环的作用下焊缝金属达到塑性状态,形成3个不同的区域:焊核区,热机影响区,热影响区。随着旋转速度的增加,接头的强度呈现出先升高后降低的趋势,最高可达母材的93.8%,断口均具有韧性断裂的特征。接头横截面中显微硬度大致呈W型分布,焊核区硬度最高,热影响区的硬度最低。不同区域的低温冲击试验表明,在-20～-100℃之间,搅拌摩擦焊接头各区域冲击韧性变化很小,焊核区冲击韧性最高,热机影响区的冲击韧性最小,表明BFe10-1-1搅拌摩擦焊接头具有良好的低温冲击性能。     

某注水井N80油管腐蚀失效原因分析

为了查明海上某平台注水井4根N80油管发生腐蚀穿孔失效的原因,通过宏观观察以及分析了油管的化学成分、力学性能和金相组织认为:1号和3号油管为内腐蚀导致,主要为细菌腐蚀,另沉积物下腐蚀、残酸腐蚀起到加速作用;2号和4号油管为外壁腐蚀所致.油、套管之间的"死水区"存在的沉积物下腐蚀和细菌腐蚀的综合作用导致了腐蚀穿孔.     

回火温度对N80级ERW石油套管钢的组织与性能的影响

研究了N80级电阻焊石油套管钢经不同温度回火的组织和性能的关系。结果表明,在500～650℃范围,随回火温度上升,强度逐渐下降;塑性和韧性在500～560℃变化不大,560～650℃明显上升。回火温度的升高,显微组织由板条状铁素体向多边形铁素体转变,析出的碳化物长大,球化。500～560℃回火得到的组织和性能较佳,屈服强度达到590～705 MPa,抗拉强度达到710～770 MPa。     

含腐蚀缺陷N80油管的剩余强度分析

针对N80油管腐蚀问题,使用APDL编程语言建立了剩余强度数值计算的参数化模型,模型可分析轴长型与短型两种缺陷形式。以某油田油井数据为背景,对比分析了腐蚀缺陷轴向长度、环向宽度、径向深度及油管轴向应力和内压对油管剩余强度的影响。研究成果可为含腐蚀缺陷油管的安全评估提供依据。