БЕСШОВНАЯ ТРУБА ИЗ ВЫСОКОПРОЧНОЙ НЕРЖАВЕЮЩЕЙ СТАЛИ С ВЫСОКОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТЬЮ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ЕЁ ИЗГОТОВЛЕНИЯ Российский патент 2016 года по МПК C22C38/44 C21D9/08 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к бесшовной стальной трубе, изготовленной из высокопрочной нержавеющей стали (далее в настоящем документе называемой также бесшовной трубой из высокопрочной нержавеющей стали), которую в идеальном случае можно использовать, например, для нефтяной скважины или скважины природного газа, и в частности, к бесшовной трубе из высокопрочной нержавеющей стали, которую в идеальном случае можно использовать для нефтяной скважины, трубе, имеющей высокую стойкость к углекислотной коррозии в очень агрессивной коррозионной среде, в которой присутствуют диоксид углерода (CO₂) и ионы хлора (Cl^-), а температура достигает 200°C, и высокую стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением в среде, в которой присутствует сероводород (H₂S). В настоящем документе термин «бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали согласно настоящему изобретению» будет относиться к стальной трубе, характеризующейся пределом текучести на уровне 110 кфунт/кв. дюйм или больше и на уровне 125 кфунт/кв. дюйм или меньше, то есть пределом текучести, равным 758 МПа или больше и 1034 МПа или меньше.

Предшествующий уровень техники

В настоящее время нефтяные месторождения, находящиеся глубоко под землей, и которые до сих пор не принимались во внимание, а также нефтяные и газовые месторождения в сильно коррозионной среде, называемой кислой средой, в которой присутствует сероводород или тому подобное, и так далее в настоящий момент активно разрабатываются на фоне резкого роста цены на нефть и истощения нефтяных запасов, которое ожидается в недалеком будущем. Указанные нефтяные и газовые месторождения находятся, как правило, очень глубоко под землей и в сильно коррозионной среде, в которой температура окружающей среды является высокой и присутствуют CO₂, Cl^- и H₂S. Требуется, чтобы стальная труба для нефтяной скважины в среде такого типа имела не только высокую прочность, но также и высокую коррозионную стойкость (стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением и стойкость к углекислотной коррозии).

До настоящего времени трубы из мартенситной нержавеющей стали, содержащей 13% Cr, широко применяли в качестве нефтепромысловых трубных изделий, подлежащих использованию для добычи на нефтяном и газовом месторождениях в среде, в которой присутствуют диоксид углерода CO₂, ионы хлора Cl^- и так далее. Кроме того, в последнее время в возрастающем количестве применяется модифицированная мартенситная нержавеющая сталь 13Cr, которая имеет химический состав, содержащий меньше С, а больше Ni и Mo, чем традиционная мартенситная нержавеющая сталь 13Cr.

Например, в патентном документе 1 раскрыта модифицированная мартенситная нержавеющая сталь (материал трубы), в которой улучшена коррозионная стойкость мартенситной нержавеющей стали 13% Cr (материала трубы). Нержавеющая сталь (материал трубы) согласно патентному документу 1 представляет собой мартенситную нержавеющую сталь с высокой коррозионной стойкостью и стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, при этом сталь имеет химический состав, содержащий от 10% до 15% Cr, в котором содержание С ограничено количеством от 0,005% до 0,05%, содержание Ni составляет 4,0% или больше, содержание Cu составляет от 0,5% до 3%, а содержание Mo составляет от 1,0% до 3,0%, при этом состав регулируют так, чтобы Nieq был равен -10 или больше, и сталь имеет микроструктуру, включающую в себя фазу отпущенного мартенсита, фазу мартенсита и фазу остаточного аустенита, в которой сумма фазовых долей отпущенной мартенситной фазы и мартенситной фазы составляет от 60% до 90%. Раскрыто, что коррозионная стойкость и стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением в среде влажного "диоксида углерода и среде влажного сероводорода повышается при использовании указанной стали.

В дополнение к этому, в настоящее время разрабатываются нефтяные скважины в коррозионной среде при более высокой температуре (достигающей 200°C). Однако существует проблема, заключающаяся в том, что требуемая коррозионная стойкость, которая является удовлетворительной в данной коррозионной среде при высокой температуре, не может стабильно достигаться при помощи технологии согласно патентному документу 1.

С учетом вышесказанного, требуется труба для нефтяной скважины с высокой коррозионной стойкостью и стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, которую можно использовать в коррозионной среде при такой высокой температуре, и были предложены различные типы труб из мартенситной нержавеющей стали.

Например, в патентном документе 2 раскрыта труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью, при этом сталь имеет химический состав, включающий С: от 0,005% до 0,05%; Si: от 0,05% до 0,5%; Mn: от 0,2% до 1,8%; Cr: от 15,5% до 18%; Ni: от 1,5% до 5%; Mo: от 1% до 3,5%; V: от 0,02% до 0,2%; N: от 0,01% до 0,15% и О: 0,006% или меньше, при этом заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Ni, Mo, Cu и С, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Mo, Si, С, Mn, Ni, Cu и N, а также микроструктуры, включающей в себя фазу мартенсита как основную фазу и от 10% до 60% объемных долей фазы феррита, или дополнительно, 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита. Раскрыто, что трубу из нержавеющей стали для нефтяной скважины, имеющую высокую прочность и пластичность, которая обладает удовлетворительной коррозионной стойкостью даже в сильно коррозионной среде, в которой присутствуют CO₂ и Cl^- и температура достигает 230°C, можно стабильно изготовлять при использовании указанной стали.

В дополнение к этому, в патентном документе 3 раскрыта труба из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины, имеющая высокую пластичность и высокую коррозионную стойкость. Стальная труба согласно патентному документу 3 представляет собой стальную трубу, которая имеет химический состав, включающий, мас.%, С: 0,04% или меньше; Si: 0,50% или меньше; Mn: от 0,20% до 1,80%; Cr: от 15,5% до 17,5%; Ni: от 2,5% до 5,5%; V: 0,20% или меньше; Mo: от 1,5% до 3,5%; W: от 0,50% до 3,0%; Al: 0,05% или меньше; N: 0,15% или меньше и О: 0,006% или меньше, при этом заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Mo, W и С, одновременно заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Mo, W, Si, С, Mn, Cu, Ni и N, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Mo и W, а также микроструктуру, включающую фазу мартенсита как основную фазу и от 10% до 50% объемных долей фазы феррита. Раскрыто, что трубу из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины, которая имеет удовлетворительную коррозионную стойкость даже при высокой температуре в сильно коррозионной среде, в которой присутствуют CO₂, Cl^- и H₂S, можно стабильно изготовлять при использовании данной стали.

В дополнение к этому, в патентном документе 4 раскрыта труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением и стойкостью к высокотемпературной углекислотной коррозии. Стальная труба согласно патентному документу 4 представляет собой стальную трубу, которая при этом имеет химический состав, включающий, мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 1,0% или меньше; Cr: более 16% и 18% или меньше; Mo: более 2% и 3% или меньше; Cu: от 1% до 3,5%; Ni: 3% или больше и менее 5%; Al: от 0,001% до 0,1%; Mn: 1% или меньше и N: 0,05% или меньше, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Mn и N, а также микроструктуру, включающую фазу мартенсита как основную фазу, от 10% до 40% объемных долей фазы феррита и 10% или меньше объемных долей остаточной γ-фазы. Раскрыто, что трубу из высокопрочной нержавеющей стали, которая имеет удовлетворительную коррозионную стойкость даже в среде диоксида углерода при температуре, достигающей 200°C, и которая имеет удовлетворительную стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением даже в атмосферном газе при пониженной температуре, можно изготовлять при использовании указанной стали.

В дополнение к этому, в патентном документе 5 раскрыта нержавеющая сталь для нефтяной скважины, при этом сталь имеет химический состав, включающий, мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 0,5% или меньше; Mn: от 0,01% до 05%; P: 0,04% или меньше; S: 0,01% или меньше; Cr: от более 16,0% до 18,0%; Ni: от более 4,0% до 5,6%; Mo: от 1,6% до 4,0%; Cu: от 1,5% до 3,0%; Al: от 0,001% до 0,10% и N: 0,050% или меньше, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством Cr, Cu, Ni и Mo, тогда как заданное выражение отношения удовлетворяется посредством (C+N), Mn, Ni, Cu и (Cr+Mo), микроструктуру, включающую в себя фазу мартенсита и от 10% до 40% объемных долей фазы феррита, при этом область фазы феррита имеет протяженность 50 мкм в направлении толщины от поверхности стали и пересекается в отношении более 85% с отрезками виртуальной линии, расположенными на ней с интервалами 10 мкм в диапазоне 200 мкм, и характеризуется пределом текучести 758 МПа или выше. Раскрыто, что нержавеющую сталь для нефтяной скважины, которая имеет высокую коррозионную стойкость в среде при высокой температуре и которая имеет высокую стойкость к SSC при комнатной температуре, можно изготовлять при использовании указанной стали.

Список цитированной литературы

Патентные документы

[PTL 1] Публикация нерассмотренной японской патентной заявки №10-1755

[PTL 2] Публикация нерассмотренной японской патентной заявки №2005-336595

[PTL 3] Публикация нерассмотренной японской патентной заявки №2008-81793

[PTL 4] Международная публикация № WO 2010/050519

[PTL 5] Международная публикация № WO 2010/134498

Сущность изобретения

Техническая проблема

В способах согласно патентным документам 2-5 коррозионную стойкость улучшают, задавая содержание Cr больше 15 мас.%. Однако существует проблема, заключающаяся в том, что повышение содержания Cr, который является дорогостоящим компонентом сплава, обусловливает резкое возрастание стоимости, что приводит к появлению экономического недостатка.

Для решения проблем, имеющихся в традиционных способах, описанных выше, цель настоящего изобретения состоит в получении бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины, при этом труба характеризуется высокой коррозионной стойкостью (стойкостью к углекислотной коррозии) в сильно коррозионной среде, к которой присутствуют CO₂ и Cl^-, а температура достигает 200°C, и высокой коррозионной стойкостью (стойкостью к сульфидному растрескиванию под напряжением) в среде, в которой присутствует H₂S, без повышения содержания Cr и с химическим составом, включающим сравнительно низкое содержание Cr, около 15 мас.%, а также целью является способ изготовления данной трубы. В настоящем документе термин «высокопрочная» будет относиться к случаю, когда предел текучести стали составляет 110 кфунт/кв.дюйм (758 МПа) или больше.

Решение проблемы

Для достижения цели, описанной выше, авторы настоящего изобретения тщательно провели исследования в случае нержавеющей трубы, имеющей химический состав, включающий сравнительно низкое содержание Cr, около 15 мас.%, в отношении различных факторов, оказьшающих воздействие на коррозионную стойкость в коррозионной среде, в которой присутствуют CO₂ и Cl^-, а температура достигает 200°C, и коррозионную стойкость в среде, в которой присутствует H₂S, и в результате обнаружили, что высокая стойкость к углекислотной коррозии может достигаться даже в среде, в которой присутствуют CO₂ и Cl^-, а температура достигает 200°C, и что стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, эквивалентная стойкости стали 17Cr, может достигаться даже в коррозионной среде, в которой присутствует H₂S, посредством регулирования микроструктуры, которая представляет собой составную микроструктуру, включающую фазу мартенсита как основную фазу и от 10% до 60% объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы, либо дополнительно 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.

Далее, исходя из результатов дополнительных исследований, проведенных авторами настоящего изобретения, они обнаружили, что для регулирования микроструктуры, имеющей сравнительно низкое содержание Cr, около 15 мас.%, которая представляет собой заданную составную микроструктуру, важно контролировать содержание элементов С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N таким образом, чтобы выполнялось неравенство (1), приведенное ниже:

-5,9×(7,82+27С-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0 (1),

(где С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов). Следует отметить, что левая часть неравенства (1) была экспериментально получена авторами настоящего изобретения как индикатор тенденции образования фазы феррита, и авторы настоящего изобретения обнаружили, что для получения требуемой составной микроструктуры важно регулировать величины содержания и виды компонентов сплава таким образом, чтобы выполнялось неравенство (1).

Авторы настоящего изобретения считают, что причина, по которой стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, эквивалентная стойкости стали, содержащей 17% Cr, может достигаться посредством формирования составной микроструктуры, включающей, по меньшей мере, фазу феррита в дополнение к фазе мартенсита, является следующей.

Поскольку фаза феррита представляет собой фазу, которая обладает хорошей стойкостью к питтинговой коррозии (стойкостью к точечной коррозии) и является стабильной в диапазоне температур от высокой до низкой, фаза феррита выделяется в виде слоя в направлении прокатки, то есть, в осевом направлении трубы. Следовательно, поскольку слоистая микроструктура параллельна направлению воздействия напряжения от нагрузки в испытании на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением, это означает, что направление воздействия напряжения от нагрузки находится под прямым углом к направлению, в котором легко развивается трещина (SSC) при проведении испытания на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением (SSC), и полагают, что развитие трещины (SSC) подавляется, и это приводит к повышению коррозионной стойкости (стойкости к SSC).

Настоящее изобретение выполнено на основании полученных сведений, описанных выше, и дополнительных исследований. То есть, объектом настоящего изобретения является следующее.

(1) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины, при этом труба имеет химический состав, включающий мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 0,5% или меньше; Mn: 0,15% или больше и 1,0% или меньше; Р: 0,030% или меньше; S: 0,005% или меньше; Cr: 13,5% или больше и 15,4% или меньше; Ni: 3,5% или больше и 6,0% или меньше; Mo: 1,5% или больше и 5,0% или меньше; Cu: 3,5% или меньше; W: 2,5% или меньше; N: 0,15% или меньше и остальное, представляет собой Fe и неизбежные примеси, при этом содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1), приведенному ниже:

-5,9×(7,82+27С-0,91 Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0 (1),

(где С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов).

(2) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (1), при этом труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, V: 0,02% или больше и 0,12% или меньше.

(3) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (1) или (2), при этом труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10% или меньше.

(4) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пл. (1)-(3), при этом труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02% или больше и 0,50% или меньше; Ti: 0,02% или больше и 0,16% или меньше; Zr: 0,50% или меньше и В: 0,0030% или меньше.

(5) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пл. (1)-(4), при этом труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005% или меньше; Са: 0,005% или меньше и Sn: 0,20% или меньше.

(6) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пл. (1)-(5), при этом труба дополнительно обладает микроструктурой, включающей мартенсит как основную фазу, а также 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.

(7) Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (6), при этом труба обладает микроструктурой, дополнительно включающей 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.

(8) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины, который включает осуществление закалки и отпуска в отношении бесшовной трубы из нержавеющей стали, имеющей химический состав, включающий, мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 0,5% или меньше; Mn: 0,15% или больше и 1,0% или меньше; Р: 0,030% или меньше; S: 0,005% или меньше; Cr: 13,5% или больше и 15,4% или меньше; Ni: 3,5% или больше и 6,0% или меньше; Mo: 1,5% или больше и 5,0% или меньше; Cu: 3,5% или меньше; W: 2,5% или меньше; N: 0,15% или меньше и остальное, Fe и неизбежные примеси, при этом содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1), приведенному ниже:

-5,9×(7,82+27С-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0 (1),

(где С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов), причем закалка включает нагревание трубы до температуры 850°C или выше и охлаждение нагретой трубы со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или больше, до температуры 50°C или ниже; отпуск включает нагревание обработанной трубы до температуры, равной температуре превращения A_c1 или ниже, и охлаждение нагретой трубы.

(9) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (8), в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, V: 0,02% или больше и 0,12% или меньше.

(10) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. (8) или (9), в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10% или меньше.

(11) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пл. (8)-(10), в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02% или больше и 0,50% или меньше; Ti: 0,02% или больше и 0,16% или меньше; Zr: 0,50% или меньше и В: 0,0030% или меньше.

(12) Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. (8)-(11), в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005% или меньше; Са: 0,005% или меньше и Sn: 0,20% или меньше.

Полезные эффекты изобретения

Согласно настоящему изобретению при сравнительно низкой стоимости можно изготовлять бесшовную трубу из высокопрочной нержавеющей стали, обладающую высокой стойкостью к углекислотной коррозии в коррозионной среде, в которой присутствуют CO₂ и Cl^-, а температура достигает 200°C, и высокой стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, эквивалентной стойкости стали, имеющей химический состав, включающий около 17 мас.% Cr, в среде, в которой присутствует H₂S, даже с химическим составом, имеющим сравнительно низкое содержание Cr, около 15 мас.%; трубу, которая является значительно эффективной в промышленности.

Описание вариантов осуществления изобретения

Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению имеет химический состав, включающий, мас.%, С: 0,05% или меньше; Si: 0,5% или меньше; Mn: 0,15% или больше и 1,0% или меньше; Р: 0,030% или меньше; S: 0,005% или меньше; Cr: 13,5% или больше и 15,4% или меньше; Ni: 3,5% или больше и 6,0% или меньше; Mo: 1,5% или больше и 5,0% или меньше; Cu: 3,5% или меньше; W: 2,5% или меньше; N: 0,15% или меньше и остальное Fe и неизбежные примеси, при этом содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1), приведенному ниже:

-5,9×(7,82+27C-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11H)≥13,0 (1),

(где С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов).

Во-первых, будет описана причина ограничений химического состава трубы согласно настоящему изобретению. Далее в настоящем документе мас.% будет обозначаться просто «%», если прямо не указано иного.

С: 0,05% или меньше

Хотя С является важным химическим элементом, который повышает прочность мартенситной нержавеющей стали, и предпочтительно, чтобы содержание С составляло 0,01% или больше для достижения требуемой прочности согласно настоящему изобретению, имеет место ухудшение стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением в случае, если содержание С составляет больше 0,05%. С учетом вышесказанного, содержание С ограничивается 0,05% или меньше, предпочтительно 0,02% или больше и 0,04% или меньше.

Si: 0,5% или меньше

Si представляет собой химический элемент, который является эффективным в качестве раскислителя, и предпочтительно, чтобы содержание Si составляло 0,1% или больше для воплощения указанного эффекта. С другой стороны, имеет место ухудшение обрабатываемости в горячем состоянии в случае, если содержание Si составляет больше 0,5%. Следовательно, содержание Si ограничивается 0,5% или меньше, предпочтительно 0,2% или больше и 0,3% или меньше.

Mn: 0,15% или больше и 1,0% или меньше

Mn является химическим элементом, который повышает прочность стали, и необходимо, чтобы содержание Mn составляло 0,15% или больше для достижения требуемой прочности согласно настоящему изобретению. С другой стороны, имеет место ухудшение пластичности в случае, если содержание Mn составляет больше 1,0%. С учетом вышесказанного, содержание Mn ограничивается 0,15% или больше и 1,0% или меньше, предпочтительно 0,2% или больше и 0,5% или меньше.

Р: 0,030% или меньше

Поскольку Р ухудшает коррозионную стойкость, как например, стойкость к углекислотной коррозии, стойкость к точечной коррозии и стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением, хотя и предпочтительно, чтобы содержание Р являлось как можно меньшим, приемлемо, если содержание Р составляет 0,030% или меньше. Следовательно, содержание Р ограничивается 0,030% или меньше, предпочтительно 0,020% или меньше.

S: 0,005% или меньше

Так как S является химическим элементом, который оказывает отрицательное влияние на устойчивый режим процесса изготовления трубы в результате ухудшения обрабатываемости в горячем состоянии, хотя и предпочтительно, чтобы содержание S являлось как можно меньшим, изготовление трубы при использовании процесса в нормальном режиме является возможным в случае, если содержание S составляет 0,005% или меньше. С учетом вышесказанного, содержание S ограничивается 0,005% или меньше, предпочтительно 0,002% или меньше.

Cr: 13,5% или больше и 15,4% или меньше

Cr представляет собой химический элемент, который способствует повышению коррозионной стойкости в результате образования защитной пленки, и необходимо, чтобы содержание Cr составляло 13,5% или больше согласно настоящему изобретению. С другой стороны, требуемая прочность не может достигаться вследствие увеличения доли фазы феррита в случае, если содержание Cr составляет больше 15,4%. Следовательно, содержание Cr ограничивается 13,5% или больше и 15,4% или меньше, предпочтительно 14,0% или больше и 15,0% или меньше.

Ni: 3,5% или больше и 6,0% или меньше

Ni представляет собой химический элемент, который улучшает коррозионную стойкость в результате упрочнения защитной пленки. В дополнение к этому, Ni повышает прочность стали посредством упрочнения твердого раствора. Указанные эффекты становятся заметными в случае, если содержание Ni составляет 3,5% или больше. С другой стороны, имеет место понижение прочности вследствие ухудшения стабильности фазы мартенсита в случае, если содержание Ni составляет более 6,0%. С учетом вышесказанного, содержание Ni ограничивается 3,5% или больше и 6,0% или меньше, предпочтительно 3,5% или больше и 5,0% или меньше.

Mo: 1,5% или больше и 5,0% или меньше

Mo представляет собой химический элемент, который повышает стойкость к точечной коррозии, вызываемой ионами Cl^- и низким уровнем рН, и необходимо, чтобы содержание Mo составляло 1,5% или больше согласно настоящему изобретению. Невозможно заявлять, что достаточная коррозионная стойкость может достигаться в сильно коррозионной среде в случае, если содержание Mo составляет менее 1,5%. С другой стороны, в случае, если Mo содержится в значительном количестве, более 5,0%, имеет место резкое возрастание стоимости изготовления, поскольку Mo является дорогостоящим химическим элементом; наблюдается также ухудшение пластичности и коррозионной стойкости вследствие выделения χ^_фазы. С учетом вышесказанного, содержание Mo ограничивается 1,5% или больше и 5,0% или меньше, предпочтительно 3,0% или больше и 5,0% или меньше.

Cu: 3,5% или меньше

Cu представляет собой химический элемент, который повышает стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением в результате подавления проникновения водорода в сталь посредством упрочнения защитной пленки. Предпочтительно, чтобы содержание Cu составляло 0,3% или больше для воплощения указанного эффекта. С другой стороны, имеет место ухудшение обрабатываемости в горячем состоянии в результате обусловливания межзеренного выделения CuS в случае, если содержание Cu составляет больше 3,5%. Следовательно, содержание Cu ограничивается 3,5% или меньше, предпочтительно 0,5% или больше и 2,0% или меньше.

W: 2,5% или меньше

W способствует повышению прочности стали и улучшает стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением. Предпочтительно, чтобы содержание W составляло 0,5% или больше для воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеет место ухудшение пластичности и коррозионной стойкости вследствие выделения %-фазы в случае, если W содержится в значительном количестве, более 2,5%. С учетом вышесказанного, содержание W ограничивается 2,5% или меньше, предпочтительно 0,8% или больше и 1,2% или меньше.

N: 0,15% или меньше

N является химическим элементом, который значительно улучшает стойкость к питтинговой коррозии. Данный эффект становится заметным в случае, если содержание N составляет 0,01% или больше. С другой стороны, образуются различные виды нитридов в случае, если содержание N составляет больше 0,15%, что приводит к ухудшению пластичности. Следовательно, содержание N ограничивается 0,15% или меньше, предпочтительно 0,01% или больше и 0,07% или меньше.

Труба согласно настоящему изобретению имеет химический состав, включающий химические элементы, описанные выше, в количествах, находящихся в диапазонах, описанных выше, при этом содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Mo, W, Cu и N удовлетворяет первенству (1).

-5,9×(7,82+27С-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0 (1).

Левая часть неравенства (1) была получена в качестве индикатора тенденции образования фазы феррита, и двухфазную микроструктуру, состоящую из фаз мартенсита и феррита, можно стабильно получать как микроструктуру продукта в случае, если величины содержания компонентов сплава, представленные в неравенстве (1), регулируют так, чтобы удовлетворять неравенству (1). С учетом вышесказанного, в настоящем изобретении величины содержания компонентов сплава регулируются таким образом, чтобы удовлетворять неравенству (1).

Химический состав, описанный выше, представляет собой базовый химический состав, и в дополнение к нему, химический состав согласно настоящему изобретению дополнительно может включать V: 0,02% или больше и 0,12% или меньше и/или Al: 0,10% или меньше и/или один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02% или больше и 0,50% или меньше; Ti: 0,02% или больше и 0,16% или меньше; Zr: 0,50% или меньше и В: 0,0030% или меньше и/или один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005% или меньше; Са: 0,005% или меньше и Sn: 0,20% или меньше в качестве селективных химических элементов, по мере необходимости.

V: 0,02% или больше и 0,12% или меньше

V представляет собой химический элемент, который повышает прочность стали посредством дисперсионного упрочнения, а также увеличивает стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением и может иметься в составе по мере необходимости. Предпочтительно, чтобы содержание V составляло 0,02% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеется ухудшение пластичности в случае, если содержание V составляет больше 0,12%. С учетом вышесказанного, предпочтительно, чтобы содержание V ограничивалось 0,02% или больше и 0,12% или меньше, более предпочтительно 0,04% или больше и 0,08% или меньше.

Al: 0,10% или меньше

Al представляет собой химический элемент, который является эффективным в качестве раскислителя и может иметься в составе по мере необходимости. Предпочтительно, чтобы содержание Al составляло 0,01% или больше с целью воплощения указанного эффекта. С другой стороны, наблюдается отрицательное воздействие на пластичность вследствие количества оксидов, являющегося избыточным в случае, если Al содержится в значительном количестве, более 0,10%. С учетом вышесказанного, предпочтительно, чтобы содержание Al содержание составляло 0,10% или меньше, более предпочтительно 0,02% или больше и 0,06% или меньше.

Один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02% или больше и 0,50% или меньше; Ti: 0,02% или больше и 0,16% или меньше; Zr: 0,50% или меньше и В: 0,0030% или меньше

Nb, Ti, Zr и В являются химическими элементами, которые способствуют повышению прочности и могут входить в составе по мере необходимости.

Nb способствует не только повышению прочности, как описано выше, но и улучшению пластичности. Предпочтительно, чтобы содержание Nb составляло 0,02% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеется ухудшение пластичности в случае, если содержание Nb составляет более 0,50%. С учетом вышесказанного, в случае, если содержится Nb, то его содержание задается на уровне 0,02% или больше и 0,50% или меньше.

Ti способствует не только повышению прочности, как описано выше, но и улучшению стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением. Предпочтительно, чтобы содержание Ti составляло 0,02% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, наблюдается ухудшение пластичности и стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением вследствие образования выделений большого размера в случае, если содержание Ti составляет более 0,16%. С учетом вышесказанного, в случае, если содержится Ti, предпочтительно, чтобы содержание Ti ограничивалось 0,02% или больше и 0,16% или меньше.

Zr способствует не только повышению прочности, как описано выше, но и улучшению стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением. Предпочтительно, чтобы содержание Zr составляло 0,02% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, наблюдается ухудшение пластичности в случае, если содержание Zr составляет более 0,50%. Следовательно, в случае, если содержится Zr, предпочтительно, чтобы содержание Zr ограничивалось 0,50% или меньше.

В способствует не только повышению прочности, как описано выше, но и улучшению стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, а также обрабатываемости в горячем состоянии. Предпочтительно, чтобы содержание В составляло 0,0005% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеется ухудшение пластичности и обрабатываемости в горячем состоянии в случае, если содержание В составляет более 0,0030%. С учетом вышесказанного, предпочтительно, чтобы содержание В ограничивалось 0,0005% или больше и 0,0030% или меньше.

Один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005% или меньше; Са: 0,005% или меньше и Sn: 0,20% или меньше

РЗМ, Са и Sn, все являются химическими элементами, которые способствуют улучшению стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением, и один или несколько элементов, выбранных из их числа, можно включать в состав по мере необходимости. Предпочтительно, чтобы содержание РЗМ составляло 0,001% или больше, содержание Са составляло 0,001% или больше и содержание Sn составляло 0,05% или больше с целью воплощения указанных эффектов. С другой стороны, имеются экономические проблемы в случае, если содержание РЗМ составляет более 0,005%, содержание Са составляет более 0,005%, а содержание Sn составляет более 0,20%, поскольку проявление эффектов, соответствующих таким величинам содержания достигает насыщения. С учетом вышесказанного, в случае, если содержатся РЗМ, Са и Sn, предпочтительно, чтобы содержание РЗМ ограничивалось 0,005% или меньше, содержание Са ограничивалось 0,005% или меньше, а содержание Sn ограничивалось 0,20% или меньше.

Остальная часть химического состава, отличного от химических элементов, описанных выше, состоит из Fe и неизбежных примесей.

Во-вторых, будет описана причина ограничений в отношении микроструктуры бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению.

Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению имеет химический состав, описанный выше, и микроструктуру, содержащую фазу мартенсита как основную фазу, а также 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы, или дополнительно 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.

Принято, что основной фазой материала бесшовной трубы согласно настоящему изобретению является фаза мартенсита с целью достижения требуемой высокой прочности. В дополнение к этому, принято, что микроструктура материала бесшовной трубы согласно настоящему изобретению представляет собой двухфазную (составную) микроструктуру, состоящую из фаз мартенсита и феррита, по меньшей мере, в результате выделения 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы, с целью достижения стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, эквивалентной стойкости стали, содержащей 17% Cr. Поскольку слоистая микроструктура образуется указанным способом в осевом направлении трубы, развитие трещины подавляется, что приводит к улучшению стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением. Требуемая коррозионная стойкость не может достигаться в случае, если доля фазы феррита составляет менее 10%, так как слоистая микроструктура не образуется. С другой стороны, требуемая прочность не может достигаться в случае, если фаза феррита выделяется в значительном количестве, более 60%. С учетом вышесказанного, объемная доля фазы феррита в качестве второй фазы задается равной 10% или больше и 60% или меньше, предпочтительно 20% или больше и 50% или меньше.

В дополнение к фазе феррита как второй фазе, может выделяться фаза остаточного аустенита в количестве 30% или меньше объемных долей. Наблюдается улучшение пластичности и вязкости металла вследствие присутствия фазы остаточного аустенита. Указанные эффекты могут достигаться в случае, если объемная доля фазы остаточного аустенита составляет 30% или меньше. Требуемая прочность не может достигаться в случае, если существует фаза остаточного аустенита в значительном количестве, более 30% объемных долей. С учетом вышесказанного, предпочтительно, чтобы объемная доля фазы остаточного аустенита в качестве второй фазы составляла 30% или меньше.

В-третьих, будет описан предпочтительный способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали для нефтяной скважины согласно настоящему изобретению.

Согласно настоящему изобретению исходным материалом является материал бесшовной трубы из нержавеющей стали, имеющий химический состав, описанный выше. Не существует никакого конкретного ограничения способа изготовления бесшовной трубы из нержавеющей стали как исходного материала и можно применять любой из общеизвестных способов изготовления.

Например, предпочтительно, чтобы расплавленную сталь, имеющую химический состав, описанный выше, рафинировали общепринятым способом, таким как способ с использованием конвертерной печи, и чтобы исходную заготовку для трубы готовили общепринятым способом, таким как способ непрерывной разливки или способ разливки на слитки и прокатки слябов. Впоследствии указанное исходное изделие для трубы нагревают и подвергают трубопрокатке с использованием широко известного способа трубопрокатки, такого как способ Маннесмана с использованием стана для прокатки труб на короткой оправке или способ Маннесмана с использованием непрерывного стана для прокатки труб на оправке, и превращают в бесшовную трубу, имеющую требуемый размер и химический состав, описанный выше.

Предпочтительно, чтобы бесшовная труба охлаждалась до комнатной температуры со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или большей (примерно больше 0,3°C/с), после выполнения трубопрокатки. Данным способом можно получать микроструктуру, имеющую фазу мартенсита в качестве основной фазы. Следует отметить, что бесшовную трубу можно изготовлять способом горячей экструзии или способом прессования.

После процесса охлаждения, в котором бесшовную трубу охлаждают до комнатной температуры со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или большей, выполняют закалку, в которой трубу дополнительно нагревают до температуры 850°C или выше, а затем охлаждают до температуры 50°C или ниже со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или большей (примерно больше 0,3°C/с). Бесшовную трубу, содержащую фазу мартенсита в качестве основной фазы и соответствующее количество фазы феррита, получают указанным способом. Требуемая прочность может достигаться в случае, если температура нагревания ниже 850°C. Следует отметить, предпочтительно, чтобы температура нагревания в ходе закалки находилась в диапазоне от 960°C до 1100°C.

Бесшовную трубу, которую подвергли закалке, подвергают отпуску, в ходе которого трубу нагревают до температуры, равной температуре превращения A_c1 или ниже, а затем охлаждают воздухом.

Микроструктура трубы становится микроструктурой, содержащей фазу отпущенного мартенсита, фазу феррита и небольшое количество фазы остаточного аустенита (остаточной γ-фазы), в результате осуществления отпуска, в ходе которого трубу нагревают до температуры, равной температуре превращения A_c1 или ниже, предпочтительно, 700°C или ниже и 520°C или выше. Бесшовную трубу, обладающую требуемой высокой прочностью, высокой пластичностью и очень хорошей стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, изготавливают указанным способом. Требуемая высокая прочность, высокая пластичность и очень хорошая стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением не могут достигаться в случае, если температура отпуска выше температуры превращения A_c1, поскольку образуется фаза мартенсита непосредственно после закалки. Следует заметить, что процедуру отпуска, описанную выше, можно выполнять без осуществления процедуры закалки.

Настоящее изобретение будет дополнительно описано на основе примеров, следующих ниже.

Примеры

Расплавленную сталь, имеющую химический состав, приведенный в таблице 1, перерабатывали с использованием конвертерной печи и отливали в трубную заготовку (исходное стальное изделие для труб) при использовании способа непрерывной разливки. Трубную заготовку подвергали трубопрокатке при использовании опытного прокатного стана для производства бесшовных труб, после осуществления трубопрокатки охлаждали воздухом и превращали в бесшовную трубу с внешним диаметром 83,8 мм и толщиной стенки 12,7 мм.

Материал образца для испытаний вырезали из полученной бесшовной трубы и подвергали закалке, в ходе которой материал нагревали и охлаждали в условиях, приведенных в таблице 2. После этого материал образца для испытаний дополнительно подвергали процедуре отпуска, в ходе которой материал нагревали и охлаждали воздухом в условиях, приведенных в таблице 2.

Фотографию микроструктуры образца для испытаний, подлежащего использованию для исследования микроструктуры, который вырезали из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска и травления реактивом Вилелла, снимали с использованием сканирующего электронного микроскопа (при увеличении в 1000 раз) и вычисляли долю (об. %) фазы феррита при помощи устройства для анализа изображений.

В дополнение к этому, долю фазы остаточного аустенита определяли с использованием рентгеновской дифрактометрии. Интегральные интенсивности дифрагированных рентгеновских лучей плоскости (220) γ-фазы и плоскости (211) α-фазы образца для испытаний, подлежавшего использованию для проведения измерения, который вырезали из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска, определяли с использованием метода дифракции рентгеновских лучей и получали величину объемной доли γ-фазы путем преобразования с использованием следующего уравнения:

γ (объемная доля)=100/(1+(IaRγ/IγRα)),

где Iα: интегральная интенсивность α-фазы

Rα: величина доли α-фазы, вычисленная теоретически на основе данных кристаллографии

Iγ: интегральная интенсивность γ-фазы

Rγ: величина доли γ-фазы, вычисленная теоретически на основе данных кристаллографии. В дополнение к этому, величину объемной доли фазы мартенсита получали в виде остатка, отличающегося от указанных фаз.

В дополнение к этому, испытание на растяжение выполняли в соответствии со стандартами API с использованием образца для испытания на растяжение в форме полоски, указанного в стандартах API, который отрезали от материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска, и определяли свойства при растяжении (предел текучести YS и прочность при растяжении TS).

В дополнение к этому, испытание на удар по Шарпи проводили в соответствии со стандартом JIS Z 2242 при использовании образца для испытаний с V-образным надрезом (10 мм толщиной), который вырезали из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска, и при температуре -10°C определяли количество поглощенной энергии vE_-10 (Дж), посредством которого оценивали пластичность.

В дополнение к этому, испытание на коррозию проводили с использованием образца для испытания на коррозию, толщиной 3 мм, шириной 30 мм и длиной 40 мм, который был изготовлен в результате осуществления машинной обработки из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска.

Испытание на коррозию проводили в условиях, в которых образец для испытания погружали в испытательный раствор, представлявший собой водный раствор, содержащий 20% NaCl (температура раствора составляла 200°C, в атмосфере CO₂ при давлении 30 атмосфер), удерживали в автоклаве в продолжение периода времени 14 дней. Измеряли массу образца для испытания после его проведения и вычисляли скорость коррозии исходя из уменьшения массы за период между моментами до и после испытания на коррозию. В дополнение к этому, поверхность образца для испытания изучали с использованием лупы при 10-кратном увеличении после проведения испытания на коррозию с целью выявления того, протекает точечная коррозия или нет. В настоящем документе случай, когда диаметр точечного поражения составлял 0,2 мм или больше, назван случаем, когда точечная коррозия имела место.

Кроме того, испытание на стойкость к SSC проводили в соответствии со стандартом NACE ТМ0177 Method А с использованием образца для испытания, имеющего форму круглого стержня (6,4 ммф в диаметре), который был изготовлен в результате осуществления машинной обработки из материала образца для испытаний, подвергнутого процедуре закалки-отпуска.

Испытание на стойкость к SSC проводили в условиях, в которых образец для испытания погружали в испытательный раствор, для получения которого водный раствор, содержащий 20% NaCl (температура раствора составляла 25°C, в среде, содержащей 0,1 атмосфер H₂S и 0,9 атмосфер CO₂) смешивали с уксусной кислотой и ацетатом натрия таким образом, что уровень рН испытательного раствора составлял 3,5, в течение 720 часов, при этом напряжение от нагрузки составляло 90% от напряжения, вызывающего текучесть.

Образец для испытания исследовали после проведения испытания с целью выявления того, возникает трещина или нет.

Полученные результаты приведены в таблице 2.

Все примеры настоящего изобретения представляют бесшовные трубы, имеющие предел текучести 758 МПа или больше, пластичность, соответствующую количеству поглощаемой энергии _vE_-10, равному 40 Дж или больше при температуре -10°C, высокую коррозионную стойкость (стойкость к углекислотной коррозии) в коррозионной среде с высокой температурой, в которой присутствуют CO₂ и Cl^-, и стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением настолько высокую, что трещина не образуется в среде, в которой присутствует H₂S. С другой стороны, трубы сравнительных примеров, находящихся за пределами диапазона, соответствующего настоящему изобретению, имели прочность ниже, чем требовалось, пониженную коррозионную стойкость или пониженную стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением.

Изобретение относится к области металлургии, а именно к составам высокопрочных нержавеющих сталей, используемых для изготовления бесшовных труб для нефтяных скважит. Сталь содержит, мас.%: С: 0,05 или меньше, Si: 0,5 или меньше, Mn: 0,15 или больше и 1,0 или меньше, Cr: 13,5 или больше и 15,4 или меньше, Ni: 3,5 или больше и 6,0 или меньше, Мо: 1,5 или больше и 5,0 или меньше, Cu: 3,5 или меньше, W: 2,5 или меньше, N: 0,15 или меньше, Fe и неизбежные примеси остальное. Для компонентов стали выполняется следующее условие: -5,9×(7,82+27C-0,91Si+0,21Mn-0,9Cr+Ni-1,1Mo-0,55W+0,2Cu+11N)≥13,0. Сталь обладает высокой стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины, которая имеет химический состав, включающий, мас.%:
C: 0,05 или меньше
Si: 0,5 или меньше
Mn: 0,15 или больше и 1,0 или меньше
P: 0,030 или меньше
S: 0,005 или меньше
Cr: 13,5 или больше и 15,4 или меньше
Ni: 3,5 или больше и 6,0 или меньше
Mo: 1,5 или больше и 5,0 или меньше
Cu: 3,5 или меньше
W: 2,5 или меньше
N: 0,15 или меньше
остальное составляют Fe и неизбежные примеси,
причем содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Мо, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1):

где С, Si, Mn, Cr, Ni, Мо, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов.

2. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 1, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, V: 0,02 или больше и 0,12 или меньше.

3. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 1, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10 или меньше.

4. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 2, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10 или меньше.

5. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. 1-4, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02 или больше и 0,50 или меньше, Ti: 0,02 или больше и 0,16 или меньше, Zr: 0,50 или меньше и B: 0,0030 или меньше.

6. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. 1-4, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005 или меньше, Ca: 0,005 или меньше и Sn: 0,20 или меньше.

7. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 5, которая имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005 или меньше, Са: 0,005 или меньше и Sn: 0,20 или меньше.

8. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. 1-4, которая имеет микроструктуру, включающую мартенсит в качестве основной фазы и 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.

9. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 5, которая имеет микроструктуру, включающую мартенсит в качестве основной фазы и 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.

10. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 6, которая имеет микроструктуру, включающую мартенсит в качестве основной фазы и 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.

11. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 7, которая имеет микроструктуру, включающую мартенсит в качестве основной фазы и 10% или больше и 60% или меньше объемных долей фазы феррита в качестве второй фазы.

12. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 8, которая имеет микроструктуру, дополнительно включающую 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.

13. Бесшовная труба из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому одному из пп. 9-11, которая имеет микроструктуру, дополнительно включающую 30% или меньше объемных долей фазы остаточного аустенита.

14. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины, включающий осуществление закалки и отпуска бесшовной трубы из нержавеющей стали, имеющей химический состав, включающий, мас.%:
C: 0,05 или меньше
Si: 0,5 или меньше
Mn: 0,15 или больше и 1,0 или меньше
P: 0,030 или меньше
S: 0,005 или меньше
Cr: 13,5 или больше и 15,4 или меньше
Ni: 3,5 или больше и 6,0 или меньше
Мо: 1,5 или больше и 5,0 или меньше
Cu: 3,5 или меньше
W: 2,5 или меньше
N: 0,15 или меньше
остальное составляют Fe и неизбежные примеси,
причем содержание С, Si, Mn, Cr, Ni, Мо, W, Cu и N удовлетворяет неравенству (1):

где C, Si, Mn, Cr, Ni, Мо, W, Cu и N соответственно обозначают величины содержания (мас.%) соответствующих химических элементов, при этом закалка включает нагревание трубы до температуры 850°C или выше и охлаждение нагретой трубы со скоростью охлаждения, равной скорости охлаждения воздухом или больше, до температуры 50°C или ниже, а отпуск включает нагревание обработанной трубы до температуры, равной температуре превращения A_c1 или ниже, и охлаждение нагретой трубы.

15. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 14, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, V: 0,02 или больше и 0,12 или меньше.

16. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 14, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10 или меньше.

17. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 15, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, Al: 0,10 или меньше.

18. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому из пп. 14-17, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: Nb: 0,02 или больше и 0,50 или меньше, Ti: 0,02 или больше и 0,16 или меньше, Zr: 0,50 или меньше и В: 0,0030 или меньше.

19. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по любому из пп. 14-17, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005 или меньше, Са: 0,005 или меньше и Sn: 0,20 или меньше.

20. Способ изготовления бесшовной трубы из высокопрочной нержавеющей стали с высокой коррозионной стойкостью для нефтяной скважины по п. 18, в котором труба имеет химический состав, дополнительно включающий, мас.%, один или несколько элементов, выбранных из: РЗМ: 0,005 или меньше, Ca: 0,005 или меньше и Sn: 0,20 или меньше.