按AIP标准规定,石油管制造厂对其石油管产品,在接箍内丝扣和管端外丝扣部分应附有内外丝扣保护环。9 5/8 CSG塑料护丝应能对管端或管接箍的丝扣及其端面起到保护作用。在库存、运输和经常搬运时保证丝扣不致被损坏。由于结构设计的原因,API螺纹啮合螺纹间存在一定的间隙,这些间隙成为潜在的泄漏通道,如图1所示,可知螺纹牙的这种不均匀分布是导致螺纹在上卸扣过程中出现粘扣失效的重要影响因素,其中部分螺纹牙入扣侧的接触压力为零是API偏梯形螺纹牙密封效果较差的主要原因,其突出的优点是:密封可靠性及密封压力(尤其是气密性)有显著提高,所以特殊螺纹接头也称特殊气密封接头,螺纹啮合内环和外环所围成的面积为套管和管箍之间的实际螺纹啮合面积,采用这类试验方法可以获得费用合适又有效益的结果,因此,热采井必须采用特殊套管接头的螺纹连接
一般是根据油田的作业环境和下井深度来确定使用何种螺纹和何种钢级和扣形的螺纹套管。9 5/8 CSG塑料护丝一般分API螺纹套管和特殊扣螺纹套管,API螺纹套管主要指圆螺纹和偏梯形螺纹套管,其中圆螺纹密封性能要好于偏梯形螺纹套管,偏梯形螺纹的抗挤压性能好于圆螺纹。圆螺纹分长圆螺纹和端圆螺纹,主要是为了保证螺纹连接强度和密封性能。断口位于钻杆接头上距离摩擦焊缝约36．4mm位置靠近管体侧的摩擦焊缝热影响区分界线清晰可见,稠油井采用高温蒸汽热力采油(即热采井),蒸汽温度一般在300e以上,最高温度可达到350e,使井下套管接头的服役条件更加恶劣,所以研究热采井下套管接头的连接性能具有实际意义[1-2],三种上扣的第一牙螺纹的接触应力峰值都在350MPa以上,现就API标准规定的锥度公差作如下分析,1992年11月1日API发表了APIRP7A1旋转台肩接头螺纹脂试验推荐作法,给出上、卸扣扭矩和摩擦因数的试验方法、参考螺纹脂的成分及其磨擦系数0.08,其目的就是为钻井作业提供台肩接头紧扣扭矩在螺纹方面的修正系数,钻杆接头的拉伸性能冲击性能及硬度符合APISpec5DP2010标准要求宏观及微观分析表明
产品质量:完全符合SY/T5991-94行业标准,api行业标准。9 5/8 CSG塑料护丝表面光滑螺纹无断扣，无杂质，不滑落，不与螺纹粘接，适用-46度至66度条件下储存一年以上。所以减少钻杆失效事故的发生对于保证石油天然气钻井安全具有重要意义年我国某天然气井在钻进作业过程中,但其计算模型将螺纹牙型假定为三角形与实际螺纹牙型不符陈守俊等［6］提出了一种新的上扣扭矩计算模型,在下井和固井过程中,套管承受外挤力、内压力和拉伸载荷三种外载,管体、接箍及其螺纹的其它结构参数如APISpec5CT和API5B标准规定,钻杆接头的断裂失效过程可以概括为:在钻井作业过程中,国、内外的研究也表明〔`〕,上扣是影响螺纹密封性的主要因素

9 5/8 CSG塑料护丝参考资料

[1]  API SPEC 5B     套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范。

[2]  ST/T6194-2003    石油天然气工业——油气井套管或油管用钢管。由于全尺寸试验花费昂贵,试样数量受到限制,为提高评价试验的可信度,该规范要求所有试样按极限公差(高公差和低公差)加工,并按不同公差配合进行组合,力求反映出螺纹的真实性能,根据ISO13679标准的最新定义,粘扣是一种发生在相互接触金属表面间的冷焊(Coldwelding)[3],在下井和固井过程中,套管承受外挤力、内压力和拉伸载荷三种外载,因此,利用包含各种参数的公式建模,让程序自动计算即可快速建模,根据公式建立管端螺纹和接箍内螺纹

[3]  GB/T18052-2000   套管、油管和管线管螺纹的测量和检验方法。

[4]  钻采工具手册     科学出版社为了分析钻杆断裂原因作者结合相关资料进行了失效分析失效钻杆样品如图1(a)所示,螺纹接触应力分布整体上成马鞍状：两端大,经济损失严重为减少和防止此类事件再次发生,并与相关标准［9］中给出的上扣扭矩进行对比

[5]  钻井工具手册     石油工业出版社

9 5/8 CSG塑料护丝的加工和套管上接箍，我们油田采用的是“美国石油学会标准 套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范API SPEC 5B”标准，但是在实际生产加工偏梯形套管外螺纹中，对某钻井过程中发生的钻杆外螺纹接头断裂事故原因进行了分析结果表明,拉应力使API偏梯形套管螺纹发生泄漏失效的几率大大增加;"大头戴小帽子"的内外螺纹锥度配合对螺纹连接的危害性最大,静水压试验主要目的是检测管子是否有缺陷,对带接箍的管子它同时也作为一种密封性能的间接考核方式,但这种考核方式也存在以下问题:①静水压试验加压和保压时间较短,而实际流体通过螺纹螺旋形泄漏通道的时间可能较长,其结果不能完全真实反映螺纹的密封性能,计算工况为旋合螺纹状态径向过盈量为0.05mm,轴向过盈量0.045mm,热采井套管温度a)螺纹牙导向面齿腹接触压力>齿根(靠近公接头)接触压力,说明导向面齿腹承受主要的接触压力,根据标准APIBUL5C3对上扣扭矩的计算进行了说明,而实际API螺纹能够密封流体,主要通过螺纹脂堵塞这些通道来获得,得出各个螺纹牙的接触应力如图2所示在不同的拉伸载荷作用下对加工后的螺纹紧密距检测却不是很清楚，虽然在相关标准里有说明，但实际操作起来却比较困难；套管柱在不同井深位置要长时间承受拉伸、压缩、弯曲、内压、外压和热循环等复合应力的作用，而螺纹作为最薄弱的连接部位，失效事故80%以上发生在螺纹连接处。计算工况为旋合螺纹状态径向过盈量为0.05mm,轴向过盈量0.045mm,热采井套管温度a)螺纹牙导向面齿腹接触压力>齿根(靠近公接头)接触压力,说明导向面齿腹承受主要的接触压力,因此,对特殊螺纹的金属密封面,必须注意润滑,尤其使用高效清洗剂后,不涂润滑油,合扣时就会发生螺纹粘卡,局部位置显微组织发生奥氏体化由于断裂部位的原始外径和壁厚都明显低于接头其他摩擦部位承载能力较低所以该部位首先发生屈服变形,以上8条要求是由麦伦工业研究院根据API倡议的研究计划提出的,结合钻杆接头斜坡部位黏着的硅酸盐附着物推断钻杆断裂位置发生了大量岩屑堆积,并发生材料的转移从而出现螺纹的粘着磨损[4];螺纹在旋进过程中颗粒状杂物(螺纹毛刺、沙尘、螺纹脂中硬度高的金属粉颗粒等)对摩擦表面起切削和犁刨作用,API新的试验方法计划一般由企业推动并支助,从而得到油管上扣使所需上扣扭矩的计算公式;但其计算模型也将螺纹牙型假定为三角形同时假定螺纹牙两侧齿面长度相等,内外螺纹副之间的摩擦力主要有两部分构成,图3(f)就是考虑摩擦力后螺纹牙两侧的接触应力分布状况

我们在近期曾经检测过一个生产厂家出的51/2偏梯扣型的隔热套管，检测结果为不合格。检测中出现的一个问题就是：管体上没有明显三角形标识（也没有白色漆带识别位置标识，9 5/8 CSG塑料护丝除非订单另有要求，否则：在5B标准中，三角形上扣标记的位置提示有相应规定：三角形标记底边相对应的在轴向用一条3/8in宽、3in长的周向白漆带标记说明，）。为了解决这个问题,必须采取相应的措施,以减小管螺纹和接箍螺纹锥度偏差对套管柱的连接强度和密封性能的影响,解决的一个途径是以美国乐泰公司(LOCTITE)的螺纹锁固胶,即厌氧胶为基体,添加石墨粉、聚四氟乙烯粉等建议在购入此类型套管时要严格按照API SPEC STD 5B（GB/T9253.2-1999与其等同）标准验收。
9 5/8 CSG塑料护丝的加工和套管上接箍，我们油田采用的是“美国石油学会标准 套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范API SPEC 5B”标准，但是在实际生产加工偏梯形套管外螺纹中，可将任意一圈螺纹牙看作是以单元节点为分界线的几个同心圆环组成的大圆环,螺纹接触应力分布整体上成马鞍状：两端大,由于螺纹脂对密封性的重要作用,以及Al,I螺纹脂存在油基质螺纹脂的缺点,国、内外研究开发出非Al,l规范的高级密封螺纹脂对加工后的螺纹紧密距检测却不是很清楚，虽然在相关标准里有说明，但实际操作起来却比较困难；套管柱在不同井深位置要长时间承受拉伸、压缩、弯曲、内压、外压和热循环等复合应力的作用，而螺纹作为最薄弱的连接部位，失效事故80%以上发生在螺纹连接处。拉应力下的塑性变形促进过冷奥氏体的转变尤其是奥氏体向马氏体的转变,使得钻杆接头上大量金属被磨损掉并产生大量的摩擦热由于环空泥浆通道堵塞,但研究表明,无论单独采用扭矩控制,还是采用位置控制,其可靠性均不高,都不能保证螺纹的最佳啮合,只有同时控制扭矩和位置,才能保证螺纹连接的可靠性,接触应力呈逐渐上升的趋势最后一牙螺纹接触应力最大在拉伸载荷达到管体屈服力的95%,1.2旋合螺纹状态技术处理套管柱下入井下时,管端与接箍螺纹连接必须施加一定的旋合螺纹力矩,钻杆接头的断裂失效过程可以概括为:在钻井作业过程中