石油钻杆磨损原因及应对措施
油井管杆偏磨原因与防治
油井管杆偏磨原因与防治摘要：采油杆柱长径比较大，位于环空流场中传递扭矩，受环空流场横向作用力时易发生弯曲变形，进而给油井工作带来影响，基于此，本文主要对油井管杆偏磨原因与防治进行论述。
关键词：油井；管杆；偏磨引言由于油井内部的结构原因，造成管杆的弯折，从而引起管杆偏磨。
断裂部位的应力集中，在注水以后，断裂两侧的压力增加，使裂缝的压力不平衡，导致应力集中程度急剧增加。
此外，底层的压力也是非均匀的，都会造成井眼轨迹的弯曲。
所以造成管杆偏磨的一个重要因素就是由于井体内的结构改变。
当油井产出液含水率超过70%时，产生液体从油包水转变为水包油，管杆的油层表面原有的油润滑就会变成水份，润滑度大大降低，因而管杆的摩擦加剧。
因腐蚀介质造成的管道壁表面出现了一些不均匀的凹痕，从而导致了管道的表面残余应力减少，从而增加了管杆的磨损。
1扶正对管杆进行有效的扶正，其中常用的扶正器包括金属滚动扶正器和尼龙扶正器。
根据以往扶正器使用情况，一般是对整个油井进行扶正，在每个抽油杆上安装一个扶正器，其中有卡装式、注塑式和其他类型的扶正器，它们的扶正方向一定要相同。
在直、斜井中，有杆泵在抽油时，其抽油杆与油管内的管壁是互相接触的，在抽油过程中，它们会互相产生摩擦力，导致磨损。
目前，该问题的处理办法是使用能旋转的抽油杆，使其四周都能受到磨耗，并能有效地避免抽油杆的偏磨，从而提高其使用年限。
2加强对套压的控制和管理在抽油井进行开采的过程中，会受到多种因素的影响导致其原油采收率受到影响，其中沉没度是否合理对其具有重要影响，而沉没度的高低受到抽油井套压的直接影响。
在实际的开采过程中，如果抽油井的套压过高的化会对沉没度的合理性产生冲击，要想控制住抽油井的套压，就需要根据抽油过程中的具体情况找出相关的原因，进而分析套压高的原因，并通过合适的方式对套压进行降低，能够在一定程度上提升抽油泵的使用效率。
同时在日常的抽油井生产过程中相关工作人员应该严格按照操作标准对套管中的气体进行排放，能够起到降压的效果，提升采油泵的抽取效率，能够很好地提升原油的采收率。
影响抽油井管杆偏磨的原因分析及治理措施
影响抽油井管杆偏磨的原因分析及治理措施随着石油工业的不断发展，抽油井已经成为了石油生产的重要设备之一。
抽油井管杆作为抽油井的主要组成部分，其运行状态直接关系到油井的生产效率和安全稳定性。
抽油井管杆偏磨问题一直是困扰产油公司的一个难题。
本文将对影响抽油井管杆偏磨的原因进行分析，并针对这些原因提出相应的治理措施，以期能够更好地解决这一难题。
1.1 技术方面原因影响抽油井管杆偏磨的一个重要原因是油井技术设计不合理。
在油井设计过程中，如果未能充分考虑到地质条件、油井结构和油井作业环境等因素，就容易导致管杆的偏磨。
如果油井地质条件复杂，设计时未考虑到地层变化对管杆的影响，就容易导致油井管杆的偏磨。
技术设计方面的不合理性是导致抽油井管杆偏磨的一个重要原因。
抽油井管杆的材料及加工质量问题也是导致管杆偏磨的原因之一。
抽油井管杆通常是由钢材制成，如果管杆的材料质量不合格或者加工过程中存在问题，就容易导致管杆的偏磨。
管杆表面存在缺陷、夹杂等问题，就容易引起管杆的偏磨，从而影响抽油井的正常运行。
抽油井管杆的润滑问题也是导致管杆偏磨的一个重要原因。
由于抽油井的特殊工作环境，管杆在运行过程中常常会受到高温、高压、高速等因素的影响，容易导致管杆表面润滑不足，从而造成管杆的偏磨。
在抽油井的作业过程中，合理选择润滑剂、加强对润滑状况的监控和管理，对于减少管杆的偏磨是非常重要的。
抽油井作业工艺不当也是导致管杆偏磨的一个重要原因。
抽油井在进行抽取作业时，如果未能严格控制抽取速度和频率，就容易导致管杆的过度磨损，从而影响抽油井的正常运行。
在抽油井作业过程中，合理控制抽取速度和频率，对减少管杆的偏磨非常重要。
二、治理措施分析对于油井技术设计不合理导致的管杆偏磨问题，可以通过改进设计方案来加以解决。
在设计油井时，充分考虑地质条件、油井结构和油井作业环境等因素，采用适当的技术手段来解决管杆偏磨的问题。
2.2 材料方面的治理措施针对管杆材料及加工质量问题，可以通过加强对材料质量的监控和管理，严格执行相关标准，采用优质的原材料，严格控制加工工艺，避免管杆表面存在缺陷、夹杂等问题，从而提高管杆的使用寿命。
SLL油田油井偏磨原因分析及措施意见
SLL油田油井杆管磨损原因分析及措施意见SLL oilfield oil well sucker rod and tubing wearreason analysis and measures opinionsSLL油田频繁出现油管漏、抽油杆磨损断脱的现象，造成油井生产连续性差、产量稳定性差、维修维护成本高。
对SLL油田油井出现的杆管偏磨原因结合现场观察分析，原因总结如下：杆管偏磨造成油井杆管偏磨的原因主要有以下几种情况：1、井斜是造成抽油井管杆偏磨的主要原因Borehole tilt ,The main reason for the tubing and sucker rod eccentric wear.SLL油田早期钻井9口，到了84年，开始陆续增加钻井，05年8月完成最后一口SLL-31井的钻井，这些井由于钻井时间较早，受到当时钻井技术的限制，在钻井过程中，随着钻井深度的增加，钻头与井口的同心度变差，井筒会出现自然井斜。
在井斜的作用下,由于井筒不垂直,油管上部接在油管挂上,而且抽油杆两端由于分别由井口盘根盒与泵活塞限制，在重力的作用下，油管必然出现弯曲，使油井在运行过程中杆管出现偏磨。
由于缺少井眼轨迹，我们不知道井眼曲率较大的位置，也就是最容易发生杆管磨损的确切位置，但我们可以通过修井记录中每一次现场记录杆管磨损的位置推断出可能的井眼曲率大的位置。
我曾经制定的作业台账的一个作用就是要求对作业过程中起出油管和抽油杆磨损情况进行详细记录，以此来推断，并制定相应治理措施，如加装扶正器、使用扶正器短接、采用节箍保护器甚至对磨损极为严重的井段采用耐磨损耐腐蚀节箍、抽油杆或内涂层油管，来保护杆管，延长油井免修期，确保油井产量，降低生产运行成本。
Installation of centralizers, Centralizer shorted, Coupling protector.2、杆管组合不当是造成抽油机井杆管偏磨的另一个重要原因Sucker rod and tubing combination of improper,Another important reason to cause partial wear.抽油杆与油管尺寸配合过小,会增加相互摩擦的几率,造成管杆的偏磨。
影响抽油井管杆偏磨的原因分析及治理措施
影响抽油井管杆偏磨的原因分析及治理措施抽油井是石油勘探开发中的重要设备，其良好运行对于实现油田可持续开发和经济效益具有重要意义。
抽油井管杆偏磨是抽油井日常运行中常见的故障之一，对于井下设备有一定的损伤，甚至可能导致抽油井无法正常开采。
因此，对于抽油井管杆偏磨的原因分析和治理措施进行深入研究对于提高抽油井的运行可靠性和延长设备寿命具有重要作用。
1. 液体气泡的冲刷抽油井管杆在滑动过程中,很容易出现气泡,随着液体的运动而流动，会对管杆表面产生冲刷作用，造成管杆壁厚磨损，甚至抽油杆出现偏磨现象。
冲刷作用取决于气泡大小、气泡浓度和液体流速等因素。
2. 砂粒磨损油层地质条件不同，底部产砂或含磨料成分高，油井管杆在磨料颗粒的作用下容易出现磨损，从而导致管杆表面的偏磨。
3. 化学腐蚀井下地质环境条件复杂，含氧气、二氧化碳、硫化氢等对金属材料有很强的腐蚀作用，这会导致管杆表面产生化学反应，从而加速管杆的腐蚀磨损，造成偏磨。
4. 杆段过长油井管杆段过长或者油井深度过深，高质量的负重和摩擦都会导致抽油管杆的过早磨损，特别是管节之间接触处容易受到腐蚀和冲蚀作用，长时间使用造成管杆的偏磨。
5. 操作不当抽油井管杆的操作人员在实际操作过程中，可能因为经验不足、操作不规范等原因而对抽油井管杆造成一定程度的损伤，例如采用的装卸管杆工具造成崩皮，这会对管杆表面造成一定的损伤和偏磨。
1. 选择耐磨材料在抽油井杆材的选择上，优选耐磨和耐腐蚀的材料。
油井环境复杂，通常采用高强度、高耐蚀的杆材料如316爱宁钢或者其它种类的耐磨钢材料，以延长抽油管杆的使用寿命和减缓偏磨的发生。
2. 加强管道保护在油井内的钻探、施工、修井、采油等过程中容易迎来各种颗粒、化学物质等。
这些物质都会对管杆造成损害，因而需要对管材进行保护，采取各种保护措施，如封闭孔隙、降低压力等来保护管道，也可根据具体情况选择不同的管道套、护套等物资进行保护。
3. 选用合适的润滑剂润滑剂对于抽油井管杆的滑动、旋转和闲置等过程中起着极其重要的作用。
油田钻具失效原因分析及控制措施研究
油田钻具失效原因分析及控制措施研究油田钻具是石油勘探和开采中不可或缺的重要设备，在石油生产中发挥着至关重要的作用。
在长时间的使用过程中，油田钻具可能会出现失效现象，不仅会造成生产中断和设备损坏，而且还会对环境和人员安全造成潜在威胁。
深入分析油田钻具失效的原因，并提出相应的控制措施，对于提高油田钻具的使用寿命和运行安全具有重要意义。
一、油田钻具失效原因分析1. 磨损和疲劳油田钻具在长时间的作业过程中，受到重复的载荷和振动影响，容易发生磨损和疲劳现象。
特别是在复杂地层条件下，磨损和疲劳问题更为突出，导致钻具寿命大大缩短。
2. 腐蚀油田钻具长期处于恶劣的地下环境中，容易受到泥浆、酸性物质等腐蚀介质的侵蚀，导致钻具表面损坏，甚至出现龟裂、脱落等现象。
3. 设计缺陷油田钻具的设计缺陷也是造成失效的重要原因。
在受力分布不均匀的情况下，可能导致部件断裂；在钻具的连接部位存在设计缺陷时，也容易发生失效。
4. 质量问题油田钻具的质量直接影响着其使用寿命和安全性能。
一些没有经过严格检测和质量控制的钻具可能存在隐患，容易出现失效问题。
5. 错误使用油田钻具的错误使用也是造成失效的重要原因。
操作人员对于钻具的使用不当，或者不符合设计要求的使用方法，容易导致失效。
二、控制措施研究1. 强化维护管理加强对油田钻具的维护管理，定期进行检查和维修，及时发现并修复磨损、腐蚀等问题，可以有效延长钻具的使用寿命。
2. 加强质量控制对油田钻具的生产过程进行严格的质量控制，确保钻具的质量符合设计要求，避免因质量问题造成的失效现象。
3. 完善设计改进油田钻具的设计，提高其受力均匀性和耐腐蚀性能，减少设计缺陷对钻具寿命的影响。
4. 增强人员培训加强对油田钻具使用人员的培训，提高其对钻具正确使用和维护的认识，减少因误操作导致的失效。
5. 强化监测技术引入先进的监测技术，对油田钻具进行实时监测，及时获取钻具的工作状态信息，可以有效预防失效的发生。
抽油机井杆管偏磨原因分析及治理措施探讨
抽油机井杆管偏磨原因分析及治理措施探讨
抽油机井杆管偏磨是指在油井抽取过程中，井杆管发生了偏磨现象。
这种现象会导致
井杆磨损加剧，增加井下作业的难度和风险，降低抽油机井的工作效率和使用寿命。
以下
是对抽油机井杆管偏磨原因分析及治理措施的探讨。
1.原因分析：
（1）钻杆的质量差：钻杆的制造质量差，容易出现加工不平整、直径不一致等问题，导致井杆管偏磨。
（2）井壁的不均匀压力：井壁存在凹凸不平的情况，井杆管在上下拉动过程中易与井壁接触导致偏磨。
（3）井杆伸缩不畅：井杆伸缩不灵活，产生过大的摩擦力，引起井杆管偏磨。
（4）润滑不当：井杆与井筒之间的润滑不足，摩擦力大，导致井杆管偏磨。
2.治理措施：
（1）提高钻杆质量：合理选用优质钻杆，提高加工精度，减少钻杆表面缺陷，从而减少井杆管偏磨的发生。
（2）改善井壁条件：在井壁不平坦或存在凹凸处，采取修整井壁表面，改善井壁条件，减少与井杆管的摩擦，降低偏磨风险。
（3）加强井下管理：定期检查井杆伸缩装置的运行情况，保证井杆伸缩灵活，减少摩擦力，避免井杆管偏磨。
（4）增加润滑措施：在井杆与井筒之间加入润滑剂，提供充分的润滑，减少摩擦力，降低井杆管偏磨的发生。
抽油机井杆管偏磨是一个常见的问题，可能会导致井杆磨损、工作效率下降等问题。
通过提高钻杆质量、改善井壁条件、加强井下管理和增加润滑措施等方法，可以有效地防
止和解决抽油机井杆管偏磨问题，保证井杆的正常工作和使用寿命。
石油钻杆耐磨带磨损原因及耐磨解决方法
石油钻杆耐磨带磨损原因及耐磨解决方法在钻井过程中，钻柱在井眼中与套管内壁发生接触产生摩擦，使得扭矩和摩擦增加，而钻杆接头对套管的磨损影响最大，因为钻杆接头的直径比钻杆本体大20%~30%，很容易与套管内壁接触并磨损套管。
当接触力足够大时，润滑膜的润滑作用完全消失，钻杆接头与套管内壁直接接触产生了干摩擦。
在摩擦过程中，钻杆接头的磨损非常严重，偶然的碰撞就可能使钻杆接头产生断裂;同时，钻杆接头的磨损也使得套管壁厚减薄，抗挤能力随之降低。
若对此估计不足，有可能因此导致钻井事故或油气井的早期报废，给油田造成巨大的损失。
有研究结果表明，钻柱不居中使钻杆接头在钻井施工中与套管内壁相互摩擦是造成套管磨损的主要原因，而钻柱不居中又是钻探过程中不可避免的。
因此，可见如何降低钻杆与套管之间的摩擦接触或摩擦系数是防磨的关键与核心。
钻杆接头耐磨带是以凸起的形式熔合在钻杆接头表面，用以代替钻杆接头来和套管摩擦的材料，对钻杆接头起到了保护作用。
由于耐磨带的硬度低于钻杆本身，因此，对套管起到了一定的保护作用。
而耐磨带在磨损掉一部分之后，可以进行重复堆焊使用。
钻杆耐磨带主要是采用耐磨带焊丝通过CO2气体保护焊的方式堆焊到钻杆接头部位的一种高合金耐磨材料。
目前，国产耐磨带焊丝以北京固本KB150最具代表性。
KB150是北京固本公司第三代产品，是一种高级无裂纹、套管友好耐磨带，继承了KB100和KB300的优点，耐磨带能力介于KB100和KB300之间，摩擦因数低，减摩能力高于KB300和KB100，其焊接简单且焊接过程产生很少的火花和烟尘，且保持一定的韧性可承受在大位移井、深井和水平井的严苛钻井条件下产生的大转矩和高温;能在多种外界环境下补焊，而不会产生裂纹和脱落，同时抗硫化氢腐蚀。
影响抽油井管杆偏磨的原因分析及治理措施
影响抽油井管杆偏磨的原因分析及治理措施
抽油井管杆偏磨是指管杆表面出现磨损现象，这会导致抽油井的工作效率下降，甚至会造成管杆断裂等严重安全事故。
影响抽油井管杆偏磨的原因主要有以下几个方面：
1. 高速旋转：抽油井的管柱在运行过程中会产生高速旋转的情况，这会导致管杆表面与井壁摩擦，增加了管杆的磨损。
2. 残留砂粒：油井开采过程中，地层中可能存在不同大小的砂粒，这些砂粒会随着油液一起被抽出井口，当油液通过管杆时，砂粒会与管杆表面摩擦，造成管杆偏磨。
3. 腐蚀杂质：井口附近可能存在一些腐蚀性杂质，如盐、酸等，这些杂质会侵蚀管杆表面，加剧管杆的磨损。
为了防止和治理抽油井管杆偏磨问题，可以采取以下几种措施：
1.选用高质量材料：选择耐磨性好的管杆材料，可以延长管杆的使用寿命。
2.安装井壁保护器：在管杆与井壁接触处安装井壁保护器，可以减少管杆与井壁直接接触，降低管杆的磨损程度。
3.定期清洗管杆：定期对管杆进行清洗，去除管杆表面的砂粒和腐蚀杂质，减少管杆的摩擦，并延长管杆的使用寿命。
4.优化设备运行参数：合理调整抽油井的运行参数，如调整抽采流量、减少振动等，可以降低管杆的磨损程度。
5.定期检修管杆：定期对管杆进行检修，发现管杆磨损严重的部位及时更换或修复，确保管杆的安全使用。
抽油井管杆偏磨是一个常见的问题，但通过采取适当的措施，可以有效地延长管杆的使用寿命，提高抽油井的工作效率，保障抽油井的安全运行。
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石油钻杆磨损原因及应对措施
摘要：：分析了石油钻杆工作原理，耐磨带性能影响因素性能特点与影响因素。
分析材料特性是影响耐磨带性能的核心因素,耐磨带特性的改变取决于堆焊材料成分、组织性能的变化以及配套堆焊工艺的严格实施。
关键词：钻杆磨损；耐磨带；性能分析
1、耐磨带工作原理
钻杆接头耐磨带实质上是一个沿接头圆周方向，具有一定宽度和一定厚度的隔离带。
通过这个隔离带，使钻杆接头外壁和套管壁或井壁隔离，避免钻杆接头与套管壁或井壁直接接触，以保护钻杆接头和套管免遭强烈磨损。
耐磨带的工况条件比较复杂，性能要求比较苛刻，应当具有良好的综合抗磨性能。
所谓综合抗磨性能，是指具有较高耐磨性的同时还必须具有适度的减磨性。
最佳的耐磨性与减磨性之间存在一定的匹配关系，上述技术指标之间以及与摩擦系数之间的函数关系的量化确立，可能对于耐磨带焊接材料性能的重大突破具有重要参考价值。
2、耐磨带性能影响因素
接头耐磨带性能影响因素较多，总体上有三大因素：
2．1载荷力的影响
在钻井过程中，凡是增大钻杆接头与套管内壁(或井壁)接触力的因素，都会加剧磨损发生。
如在“狗腿”度大的井段，接头与套管内壁接触压力相对增大，此时无论是耐磨带还是套管内壁(或井壁)，其磨损现象就会加剧。
2．2摩擦系数的影响
在钻井过程中，凡是增大接头与套管内壁摩擦系数的因素，都会加剧磨损发生。
如润滑剂品种或加入量不合适、转盘转速增大以及温度过高或过低时，其磨损现象也会加剧。
2．3耐磨带与套管(或井壁)材料特性的影响
根据摩擦学中的“吸附膜”理论，对于钻杆钢与岩石形成的摩擦副，两者之间
很难形成吸附膜，摩擦系数主要取决于摩擦副材料的表面特性，而摩擦副其表面特性是稳定的，摩擦系数受载荷的影响较小。
对于钻杆与套管钢形成的摩擦副，两者之间比较容易形成吸附膜，当施加正压力时，随吸附膜逐渐被破坏，摩擦副表面特性对摩擦系数形成的贡献越来越大，摩擦系数受载荷的影响较大。
凡是增大摩擦系数的材料特性，都会加剧磨损发生。
在上述接头耐磨带性能影响因素中，前两个是外在因素，最后一个是内在因素，外因通过内因起作用。
也就是说，无论是载荷力的影响，还是摩擦系数的影响，最终要反映到耐磨带与套管(或井壁)材料特性的影响上，材料特性是核心影响因素。
在这里，套管(或井壁)材料特性是被预先选定的(如套管的材质)，可以改变材料特性的主要是耐磨带。
而耐磨带特性的改变，归根结底取决于堆焊材料成分、组织和性能的变化，以及配套堆焊工艺的严格实施。
3、减少石油钻杆磨损对策
钻杆接头耐磨带以其一定的耐磨性和减磨性，保护钻杆接头和套管免遭强烈的磨损，在深井钻井、大位移井钻井和大斜度井钻井工程中获得了推广应用，而且接头耐磨带技术已经成为国际重大石油工程项目招标中，投标方中标的必备技术条件之一。
从机理上讲，钻杆接头耐磨带的作用是利用自身及其耐磨性，将钻杆外壁和套管内壁隔离，使钻杆不与套管壁或井壁直接接触，以保护钻杆接头和套管免遭强烈的磨损。
近年来，在多种可供选用的套管防磨技术之中，操作方便和效果最好者首推接头耐磨带。
研究表明，接头耐磨带性能(含与套管材料的匹配性能)的优化与改善，是防止套管强烈磨损的关键技术措施。
事实上，自从耐磨带技术问世以来，随着现场应用中出现问题的逐步克服，新型耐磨带专用堆焊材料不断被推出，耐磨带的材料品种已经发生了质的变化。
为了尽快摆脱“进口焊丝价格昂贵，国内油田难以承受”的困难局面，也为了提高中国钻井公司在国际招标运做中的竞争力，国内相继有单位开展高性能耐磨带焊接材料与进口焊材国产化的攻关工作，并且取得了可喜的进展。
新型钻杆接头耐磨带堆焊材料D100就是其中一例。
为了消除碳化钨、碳化铬堆焊材料的缺陷，同时提高堆焊材料的冲击韧性，D100是焊缝基体组织为低碳马氏体的堆焊材料。
对堆焊层进行磨抛、腐蚀后，观察焊缝金相组织。
耐磨带焊态组织为低碳
板条马氏体和少量残余奥氏体无预热情况下无明显的裂纹，马氏体束尺寸较小，残余奥氏体较少因而导致基体硬度较高，这是由于马氏体相界面阻碍位错运动而造成。
另外，当合金中碳含量低，氮含量<0.64%时，堆焊合金硬度会随氮含量增加急剧上升，主要是因为基体组织会形成含氮渗碳体Fe23（CN）5，因而保证了其具有高的硬度。
该焊丝具有价格便宜，工艺简便，可以重复堆焊等优点。
对比试验表明，Dl00耐磨带的磨损率低于Fe一50铁基合金粉耐磨带，它的耐磨性能与进口材料相当。
4、石油钻杆接头耐磨带堆焊材料的应用
2000年8月，中原石油勘探局钻井工程处，将新型堆焊材料D100堆焊的和Fe一50合金粉喷焊的耐磨带钻杆，两种各20根提供给钻井一公司45133队使用。
9月和10月进行实地检查，耐磨带外观质量完好。
测试了两种钻井进尺下的耐磨带磨损率。
可以看出,在同等条件下,当钻井进尺值为2100m和4290 m时,PT100耐磨带的磨损率比Fe-50耐磨带的分别低1.8个和 3.4个百分点。
在云10井和文古2井,采用铁屑收集法测试了套管的磨损量。
发现Fe-50合金粉耐磨带钻杆的铁屑量比PT100耐磨带钻杆的多。
耐磨带磨损测试结果
同时,在可比的情况下,Fe-50耐磨带钻杆钻柱摩扭矩为2.9kN·m,而D100耐磨带钻杆钻柱摩扭矩仅为1.6～1.9kN·m。
表明D100耐磨带比Fe-50合金粉耐磨带摩擦系数小。
该单位对新型堆焊材料D100的总体评价是:
(1)D100新型耐磨带钻杆与钢质钻杆接头相比,套管的磨损减少了86%。
(2)D100耐磨带钻杆与经过碳化钨处理的钻杆接头相比,套管的磨损降低了76%。
(3)在大斜度井中,由于摩擦系数减小,钻具旋转阻力大大降低,钻具扭矩增大
30%,节省燃料消耗10%。
(4)在裸眼钻井环境下,磨损量减小,有效地保护了钻杆接头。
5结论
(1)钻杆接头耐磨带实质上是一个隔离带,用以保护钻杆接头和套管免遭强烈磨损,应当具有较高的耐磨性和适度的减磨性。
材料特性是影响耐磨带性能的核心因素,耐磨带特性的改变取决于堆焊材料成分、组织性能的变化以及配套堆焊工艺的严格实施。
(2)耐磨带堆焊材料的重大突破是我国耐磨带技术发展的必要条件,而引进焊材的国产化则是耐磨带技术发展的充分条件。
“材料控制性能”理论,在钻杆接头耐磨带技术发展过程中起到了积极的推动作用。
(3)国产D100耐磨带的主要技术指标超过碳化钨耐磨带,必须加快步伐开发价格合理、性能优良的新型耐磨带堆焊材料。