石油管螺纹检测技术人员
等级评定培训班
资料（一）
（钻具、油套管螺纹检验部分）
石油工业专用管材质量监督检验中心
石油工业专用螺纹量规计量站
二○○四年十月
目 录
一、钻具、油套管螺纹检验
二、对标准中几个问题的讨论
三、螺纹常见外观缺陷
一、钻具、油套管螺纹检验
1 概述
1.1 油井管简介
国外将钻杆、钻铤、方钻杆、转换接头等钻具和油套管统称为油井管（OCTG），顾名思义——下入油井里的管子，我们石油行业以前将之称为“石油专用管”，其实“石油专用管”还包括管线管（输送管）。油井管和管线管总称石油专用管。
油井管年需求在100万吨左右，耗资达80多亿元，近二、三年来都在近120万吨，油套管占总需求的90%左右。油井管柱也就是由所说的三柱组成：钻柱、油管柱和套管柱。油井管由锥度螺纹将单根油井管连接而成，浅则数百米，深则数千米，甚至上万米。锥度螺纹具有上卸扣速度快，连接强度高，密封性好等优点。
管柱在不同井段要长时间承受拉伸、压缩、弯曲、内压、外压和热循环等复合应力的作用。螺纹连接部位是最薄弱的环节，失效事故80%以上发生在螺纹连接处。因此，油井管螺纹主要应具备两个特性：（1）结构完整性，就是螺纹啮合后应具备足够的连接强度，不致于在外力作用下使结构受到破坏；（2）密封完整性，就是要能够保证含有数以百计螺纹连接接头的管柱在各种不同受力状态下承受内外压差（一般为几百个大气压）的长期作用而不泄漏。螺纹连接强度和密封性能是油井管极为重要的两个技术指标。
1.2 检验的意义
螺纹检验的目的就是要把螺纹质量不合格的管子检查出来,防止不合格管下井,最大限度避免或减少油井管失效事故的发生。油井管螺纹失效形式主要有：丝扣断裂、粘扣、滑脱、泄漏等。处理事故少则几十万，多则几百万，甚至整口井报废，造成重大的经济损失。
各油井管生产厂要经过工序检验、入库前抽检（成品库抽检）等多道工序把关；各油田还要进行到货后商检（验收）或派人赴工厂监造或在出厂前、装船（车）前检验，有的油田则委托第三方检验机构驻厂监造。油田除螺纹参数、外观按比例抽检外，有的单位还对螺纹接头进行静水压密封性能试验。油井管下井前，作业人员还需对螺纹进行外观检查（有无损伤、变形、锈蚀等），对管体还要进行通径试验。
以上检验就是要尽可能控制螺纹连接的质量。当然操作是否规范、扭矩、转速是否合适，螺纹脂性能是否符合要求也对螺纹连接质量有很大影响。如某油田下套管作业用液压钻杆大钳，夹持力过大，致使接箍严重变形，造成螺纹严重粘扣；又如某油田下油管作业作用聚乙烯锥形塑料套，未起到润滑作用，造成粘扣、牙形受损，丧失了抗拉能力导致脱扣事故。
也有一些质量隐患靠现有手段、检验方法是发现不了的，如工厂接箍机紧扭矩不足的问题。井队下井时，如配有扭矩仪浮动上扣，可以弥补这一不足；如采用老办法，看余扣，极有可能导致油套管下井后无法密封、甚至滑脱。如新疆巴州商检局人员在检验时发现，某厂套管接箍手可以拧下；95年某油田使用国产套管，螺纹（按比例抽检）、水压（100%检验）都进行了检查，合格的管子下到井里，有10余井井试不住压。经我们调查分析和实物试验，发现主要是工厂扭矩不足，用控制J值的方法进行上扣，试压卸堵头时有的接箍竟被卸下。
2 油井管用途
2.1 油管：油气自井底至井口的采收通道。钢级：J55、N80、P110等，范围为1.05″～4 1/2″,以2 7/8″EU、NU为多。
2.2 套管:防止地层塌陷,保护油管、与油管通过封隔器将油气层与环形空间隔开。分表层套管、生产套管（即油层套管），技术套管（异常压力用）。范围为4 1/2″～20″，以5 1/2″、7″、9 5/8″LC、STC、BC为多，钢级：J55、N80、P110等。
2.3钻具（钻杆、钻铤、方钻杆、转换接头等）传递动力给钻头、破碎岩石、高压泥浆进入井底的通道。钻杆范围2 7/8″～5 1/2″，以5″内外加厚为多，钢级：E75、G105、S135等。
3 螺纹型式及代号
3.1 油管
(1)平式油管(不加厚) NU(旧:TBG或NUE)
(2)外加厚油管 EU(旧:UP TBG或EUE)
(3)整体接头油管 IJ(旧:IJ TBG)
3.2 套管
(1)长圆螺纹套管 LG(旧:LCSG或LTC)
(2)短圆螺纹套管 STC(旧:CSG或STC)
(3)偏梯形螺纹套管 BC(旧:BCSG或BTC)
(4)直连形螺纹套管 XC(旧:XCJG)
3.3 钻具
(1)数字型接头 NC(NC10-NC77)
(2)正规型接头 REG(2 3/8REG-8 5/8REG)
(3)内平型接头IF (2 3/8IF-5 1/2IF)
(4)贯眼型接头 FH(3 1/2FH-6 5/8FH)
注:（1）内平型、贯眼型逐步在淘汰；
（2）4FH-NC40互换；
2 7/8IF-NC31互换；
3 1/2IF-NC38互换；
4IF-NC46互换；
4 1/2-NC50互换。
互换只是基面中径相同，不影响旋合配对，但牙型不同，使用性能也大不一样，所以不能等同。油田在标识接头螺纹型式时经常标错，在NC50扣上注411或410等。
（3）螺纹有左右旋之分。方钻杆以上螺纹连接用左旋，打捞处理事故钻具也用左旋。
（4）旧式代号：
4 1/2IF：410（母），411（公）；
4IF： 4A10（母），4A11（公）；
4 1/2FH：420（母），421（公）；
4 1/2REG：430（母）431（公）。
生产厂基本不用这些旧代号，油田管子站还延用旧的习惯，希望按新代号进行标识。
4 牙型特点
（1）油管及圆螺纹套管
螺纹为圆螺纹（齿顶、齿底为圆弧状）；锥度为1：16；牙型角为60°，牙侧角为30°；螺距为3.175和2.54(8牙和10牙/吋)牙型高度:1.810(8牙/吋)、1.412(10牙/吋)。注:玻璃纤维油管采用外加厚长圆螺纹油管型式。
（2）偏梯形套管
13 3/8″以下锥度为1：16，16″以上锥度为1：12，螺距为5.08(5牙/寸);牙型高为1.575;牙侧角为3°和13°,牙型角为13°。
注：13 3/8″以下，螺纹齿顶、齿底与母线平行；16″以上，螺纹齿顶、齿底与轴线平行。
（3）直连型套管
属特殊扣、很少遇到，不作介绍。
（4）钻具
锥度为1：6、1：4或1：8
螺距为6.35(4牙/吋),5.08(5牙/吋).4.233(6牙/吋)
牙型高度为3.095、3.083、2.993、3.743等,牙侧角为30°,牙形角为60°。
详见GB/T 9253.1-1999,P2-P5,图1、表1、表2。
5 生产、检验依据的标准
5.1 油套管
(1)API SPEC 5CT(2001第7版)
(2)ISO 11960:2001 IDT(根据API标准制定)
(3)SY/T 6194-2003
注:等同采用ISO标准作为行业标准,即将升级为国家标准。
（4）API SPEC 5B（1996第14版）
（5）ISO 10422（根据API标准制定）
（6）GB/T 9253.2-1999
注:等同采用API标准作为国家标准。
（7）API RP 5C1（1988第16版）
（8）ISO 10405 1993（根据API 标准制定）
（9）GB/T 17745-1999
注：等同采用ISO标准作为国家标准。
（10）API RP 5B1（1999第5版）
（11）GB/T 18052-2000（等同采用API标准）
（12）API Std 5T1（1996第10版）
（13）SY/T 6445-2000（等同采用API标准）
（14）API RP 5A5（1997第6版）
（15）SY/T 6474-2000（等同采用API标准）
（16）API SPEC 15HR（1995第2版）
（17）SY/T 6267-1996（等同采用API标准）
（18）API SPEC 15LR（1990）
（19）SY/T 6266-1996（等同采用API标准）
（20）SY/T 5990-94（套管国外订货技术条件）
（21）SY/T 5396-2000（石油套管现场检验与运输）
（3）、（6）、（11）、（13）4份标准为本次学习资料；
（1）-（3）介绍管体钢级、重量、理化性能、无损检测、几何尺寸和外观质量等。
（4）-（6）介绍螺纹参数的加工、检验方法公差要求和量规规范等。
（7）-（9）介绍现场维护、使用（推荐最小、最佳及最大扭矩）
（10）-（11）介绍推荐的螺纹检验方法、是对（1）-（3）的补充和细化。
（12）-（13）介绍石油管材及螺纹常见缺陷及表达。
（14）-（15）介绍平端钻杆、新油套管现场推荐的检验方法（无损检测、外观为多）。
（1）-（9）最重要，是工厂生产、检验和油田检验、操作的主要依据。
（16）-（17）介绍高压玻璃纤维管线管；
（18）-（19）介绍低压玻璃纤维管线管；
由于15HR比5B滞后，新5B里对玻璃纤维管螺纹参数极限偏差未作规定（旧5B有规定），只说见相关的标准，即15HR，15HR里又引用旧版5B。
5.2 钻具类
(1)API SPEC 7(1998第39版)
(2)SY/T 6407-1999(等同采用API标准)
(3)GB/T 9253.1-1999(在API 39版及GB9253.1-1988基础上制定的)。
(4)API SPEC 5D(第6版)
(5)ISO 11961(根据API标准制定)
(6)API RP 7G(1990,第14版)
(7)SY/T 5987-94
(1)-(2)介绍旋转钻井钻柱构件规范,涉及钻杆、方钻杆、钻铤、水龙头、转换接头、稳定器、钻头等，还介绍了螺纹参数、检验方法、量规规范等。
（3）主要是介绍螺纹结构、参数和公差。
（4）-（5）介绍钻杆管体长度、壁厚、外径等结构尺寸和外观检验、无损检验等。
（6）主要介绍钻柱设计和操作限度、涉及到对旧钻具螺纹接头的检验方法。
（7）介绍国外订货的技术条件。
另外还有很多SY行业标准：《钻铤》、《加重钻杆》、《钻具稳定器》、《石油钻杆接头》、《钻柱转换接头》、《方钻杆》、《提升短节》、《钻具报废》、《钻杆分级》……等。
最重要的是（1）-（5）。
6 检测项目及公差
6.1 油套管
外观、几何尺寸、螺纹参数等详见附表1。
注：J值未列入，SY/T 5987-94对圆螺纹套管要求为J±6.35mm,SY/T 6474-2000即API RP 5A5提出所有规格如超出J±6.35mm要通知货主,但不一定判不合格。（5A5新版规定±2牙，旧版±3牙）。
6.2 钻具(主要是钻杆)
主要结构几何尺寸、螺纹参数、外观等、详见附表2。
7 检测用量具、工具
卷尺、通径规、测厚仪（超声波、机械式）、游标卡尺（长爪、普通、深度），钢板尺、卡钳、深度千分尺、内径杜杆表、座架规（鞍形规）、全套螺纹单项仪及附件、全套螺纹量规、锉刀、沙纸、油石等。
单项仪主要有：内外螺纹规及样板内外齿高规及样板，内外锥度规，凹凸缺陷规，同轴度规，轮廓显微镜，螺尾规，三表量规等。
8 检测量值溯源关系
8.1 螺纹单项参数
由低到高溯源关系依次为:
8.2 一般几何尺寸
由低到高溯源关系依次为:
8.3 油套管紧密距
由低到高溯源关系依次为:
8.4 钻具紧密距
由低到高溯源关系依次为:
9 检测前的准备
（1）螺纹清洗(柴油、锯末等)，登记好规格、钢级、管号、批号、合同号、厂名等。
（2）量具的选取。触头直径、样板（齿高、螺距）、单项仪的型式，螺纹量规、卡尺等。
（3）测量范围的定位。钻具螺纹为第一完整扣至最后一完整扣，圆螺纹套管外螺纹为第一完整扣至L4-12.7处,内螺纹为第一完整扣至J+1P处;油管外螺纹为第一完整扣至L4-g处,g=12.7,其实与圆螺纹套管相同;偏梯形套管外螺纹为第一完整扣至L7处,内螺纹同圆螺纹套管。
（4）测量间距的确定。
（a）牙型高度。测量范围大于25.4mm的产品,以25.4mm的间距进行;测量范围在12.7-25.4mm之间,以12.7mm间距进行。对于11 1/2牙/吋的产品,以4牙螺纹间距进行。
（b）螺距/锥度。①普通螺距间距同a。任何时候除偏梯形螺纹外，锥度，牙形高度和螺距的测量接触点都不得超出最后一牙完整螺纹位置。偏梯形螺纹锥度还应在不完整螺纹区域检测。②累积螺距间距，测量内外螺纹累积螺距应在第一牙完整螺纹和最后一牙完整螺纹间某一间距内进行，对于每对牙数为偶数的，该间距等于12.7mm的最大倍数,对于每寸牙数为奇数的,该间距等于25.4mm的最大倍数。
10 测量
（1）外观检查。是否有接箍变形、螺纹损伤等缺陷，有毛刺、轻微损伤的螺纹修磨后再旋合量规，严重变形，损伤的没必要旋合。
（2）几何尺寸、通径等项目检查。对钻杆要使用鞍形规检查接头卡管体的同心度。
（3）螺纹单项参数的检测。标准里写的比较详细。掌握要领，仪表读数找最大转折点，螺距规、锥度规绕固定触头左右或上下偏摆，外齿高规垂直于螺纹轴线方向左右偏摆；外齿高规垂直于螺纹轴线方向左右或上下偏摆；外齿高规垂直于螺纹轴线方向上向偏摆，内齿高规沿垂直方向上向偏摆；锥度测量在同一轴截面上（对钻具测量影响较大），螺距和齿高沿母线方向。
（4）紧密距检测。量规旋合时加适量润滑油，平稳旋合，不施加惯性，以一个人的臂力至上不动为止。日本JFE公司研究表明，不同人的旋紧力差值约为40N·m。
11 注意事项
（1）所有量具（特别是量规）与被检产品等温足够时间，消除温差。温度不但影响测量结果的准确性，还会将量规抱死在接头上卸不下来。如修扣时接头在高速旋转时刀具切削金属摩擦挤压发热温度比较高，量规旋合后有时卸不下来；又如刚从房间拿出的量规施合暴晒在太阳下的螺纹接头，也会抱死。在修扣时有时不得不将扣破坏取下量规；在检验现场时要用开水或火焰加热待膨胀后取下量规。
（2）油套管公扣紧密距在记录时要注明正负号。有不少油田甚至管加工厂只记测量值，看不出正或负，对结果合格与否的判断带来不便，如果传递值偏差可忽略影响小些，如果传递值偏差较大，就会造成误判。另国产齿高规、螺距规量表上未作“+”“-”标记，测量时要会判断，并记录“+”“-”号。
（3）量表回程误差注意消除。尤其量表用旧后齿条传动出现空隙，回程误差比较明显，单项仪检定时国内行业检定规程对回程误差有要求，但国外单项仪合格证上检定结果对回程误差不作要求。
（4）锥度测量应注意回零是否正确，否则重新测量。在完整螺纹区间测量间距必须全部履盖该区间，即测量间距必要时可重叠。只测量一个间距是不够的。如1999年江苏油田进口日本NKK套管，有不少套管公扣小端1吋锥度合格，第2吋就不合格，从螺纹小端向大端测量时，表的读数与实测值一致，否则要用表盘最大读数减去指针所指的读数才是实测值。
（5）注意S1、P1、S2的修正，特别注意油套管螺纹环规的长度是否规范，旧API 5B对环规长度要求很松±0.66,但新标准加严,为±0.051。如前几年哈尔滨某量具厂制造的2 7/8 TBG、3 1/2TBG等量规环规长度较名义值长3.5～3.8,工厂车扣时,把量规当标准量规使用,致使公接头P1值100%不合格,超上差。
（1）（S1-S）+A±1P；P1±1P
（2）（S1-S）+A0-P/2；P1+P/20
（3）
对一些测量结果在合格与不合格边缘上时,S1,P1和S2的修正就显得很有必要,钻具螺纹本来紧密距公差范围就很小,更有必要修正。
（6）管端内外棱边的毛刺、内倒角是否倒全，要注意工厂端即机紧端。由于丝扣油涂抹一般不易看清。如1999年江苏油田进口日本NKK公司套管机紧端内倒角不全、棱边毛刺等比例相当高。
（7）磷化后螺纹表面比较粗糙，内锥度规由于测量力较大，测量时摆动十分困难，建议在牙槽里涂抹少许润滑油。
（8）钻具螺纹注意台肩面的损伤,尤其纵向沟槽,对密封有很大影响,螺纹损伤(牙顶受机械碰撞、牙面明显凸起)、倒角直径不应忽视。如1998年，胜利油田进口美国格兰特公司钻杆、70～80%外观不合格。主要缺陷为台肩面碰伤，环向沟槽、螺纹损伤。需修复后才能使用，有的比较严重根本无法修复。
（9）单项仪属精密仪表，操作时应十分谨慎，轻拿轻放，按时送检。若不慎被摔或剧烈震动，就应进行重新校准或与已知精度的计量基准对比、重新确定其精度，否则不能用于检验。
（10）各油田管子站在修复螺纹接头时，习惯于将量规旋紧后修台肩面或端面，致使量规基准面遭刀具刮伤，给量规检定和紧密距测量带来极大的不便，需改掉这种不好的习惯。
（11）有的油田管子站钻具螺纹修复时仍习惯用通止棒检验紧密距，很不合理，量规定期校准后范围在变化，通止棒尺寸却是固定不变的，还是应该测量实际的紧密距尺寸，另外台肩面垂直度0.05是靠通止棒测不出来的，有的油田管子站测量套管公扣紧密距时仍按旧标准测量消失点与环规端面的距离，希望以后要改过来测量P1。
12 检验结果
12.1 公差范围
主要项目公差范围见附录1、表2，必要时查阅相关的API、国标或行业标准。
12.2 单位
（1）几何尺寸：均为mm，根据标准要求保留有效数字位数，如总长、壁厚、外径、内径等。
（2）螺距偏差：mm，保留3位或2位小数。国产量规分度值0.01mm;进口量规分度值0.0005″或0.001″。
（3）齿高偏差：mm，同螺距规。
（4）锥度：mm/m。保留1位小数。国产量规分度值早期为0.01mm，后经我们建议改为0.001″;进口量规分度值为0.001″。平常测量报出的62.5格,含义为62.5in/1000in或62.5mm/m也相当于0.0625in/in。
（5）紧密距：mm，保留2位小数。
12.3 判定
(1)不合格项目(尤其商检出证)一定要慎重,由他人复核。如某油田进口特殊螺纹套管在检验时发现有外螺纹密封直径超差现象，在扩大抽检比例时该项目由另一人检验，刚开始判定不合的管子外方技术人员没有复查，表示认可，但不合格的比例相当高，一经复查，误判了许多。原因是操作方法不当，只好全部返工。
锥度超差的螺纹虽经过了他人的复核，为了使出具的数据可靠，建议将锥度规与同规格螺纹量规用相同的方法进行比对。量规的锥度一般接近名义值，这样就消除了因单项仪本身示值误差而带来的测量系统误差。
（2）紧密距不合格要分清是因机械变形或螺纹毛刺引起的，还是本身加工时就不合格。API 5B承认接箍机紧变形后螺纹紧密距和锥度可能会偏离原来的公差范围，但没有量的概念，需油田与生产厂协商解决。但接箍紧密距超下限是绝对不允许的。
进口油套管接箍紧密距超上限索赔比较困难，他们坚持是在运输途中碰撞造成的，根据加工质量没有关系，甚至还能提供工厂的出厂数据。国内生产厂处理这类问题时则较灵活。
国内也曾发生过因起始扣内翻边毛刺未打磨引起外螺纹紧密距检验时超上限的质量异议。工厂用的是美国PMC公司制造的环规，油田用的是国产环规和日本环规。工厂携带量规检验合格，油田使用的量规都不合格。后经分析原因，问题出在环规小端结构的不同。美国环规扣短，国产和日本环规扣长，旋合时与内翻边毛刺产生了干涉。后经工厂派人现场去除毛刺后全部合格。
这种事情引起了工厂的重视，因为API标准里起始毛刺不能作为拒收的依据，但为了不再出现此类质量异议，专门增加了一道工序：打磨起始扣毛刺。
二、对标准中的几个问题的讨论
1、关于紧密距（Stand-off）
（1）定义 。GB/T 9253.1-1999定义比较合理,即在规定条件下旋合的内外锥螺纹其规定测量点或面之间的轴向距离。
（2）正负号的确定。钻具内螺纹检验时，塞规大端面凸出台肩面为正号，反之为负号；油套管外螺纹检验时，管子小端凸出环规小端面为负号，反之为正号。
（3）以前对P1值正负争执比较激烈，现在基本统一（有三种观点）。
观点 分类 | 观点1 | 观点2 | 观点3 |
量规 | 凸 + ；凹 - | 凸 + ；凹 - | 凹 + ；凸 - |
产品 | 凸 + ；凹 - | 凸 - ；凹 + | 凹 + ；凸 - |
（4）凸出量与紧密距不能等同。长圆螺纹套管用短环规检验时测量凸出量来间接控制紧密距，凸出量越长，紧密距越小。
（5）特殊规格短圆螺纹套管检验时紧密距要会确定公差范围，否则会造成误判。
（6）不同钢级手紧紧密距牙数A不同，在确定紧密距范围时尤其使用美国进口带刻线塞规时要注意区别。
（7）短环规检验长圆螺纹套管时管端凸出量范围为（L1长-L1短）-P1±1P。但选取L1长、L1短时要注意，这个公式交代的不够清楚，如果改为：（L4长-L4短）-P1±1P,对L4长、L4短作一解释，就不会出现疑惑了。
（8）关于钻具螺纹镀铜后紧密距范围的确定。API标准建议在镀铜前测量，镀铜后协商解决。钻杆国外订货技术条件有规定，见附表2，1：6和1：4范围不同，但与1990年中油物资装备总公司与外商谈判认可的技术条件有一些出入。
（9）紧密距出现分歧，用任一套合格的校对规仲裁。钻具、油套管、抽油杆都是这么规定的。当然校对规也可能会出现分歧，只要任一套合格校对规检验合格就算合格。钻具、抽油杆分歧比较多，前者公差范围小，后者无轴向补偿。
2 关于偏梯形套管三角形上扣标记
（1）目前对最小扭矩的控制位置仍不统一，有三种观点，即分别将接箍端面上至三角形底边内一螺距、外一螺距和底边平齐，持第三种观点人数最多。
（2）API 5B、5B1、5A5、5CT、5C1等标准都涉及到三角形上扣标记。国内等同采用5B的标准、中译本对最小扭矩的控制位置与API标准原意出现不一致。主要是翻译理解有偏差。新译本总是参考旧译本的译法，致使一错再错。
（3）API几个标准是一致的，5A5、5B1有关章节对扭矩验收的规定已很明确，超出
范围可以拒收,现在主要是国家标准GB/T 9253.2-1999和各种版本的5B中译本对原文的表述不正确。
（4）原文本要表达的是距底边还差一个螺距，译文则译为进入底边后一个螺距。主要原因是将固定搭配词组分开理解，意思完全不同了。从操作方便性上也能判断最小机紧位置。
（5）从现场观察国外进口偏梯形套管三角形上扣标记位置看，接箍端面有在底边外的，有在底边内的，也有与底边平齐的。可见国外生产厂对5B的理解是正确的，如果中译本理解是正确的，那么国外生产厂的控制就不合格了。当然，这种假设是不可能的。
3 几个螺纹术语的讨论
完整螺纹、全顶螺纹、有效螺纹。
完整螺纹是指齿顶、齿底均具有完全形状的螺纹。钻具、油套管均要求在第一完整螺纹至最后一完整螺纹（牙槽）之间测量齿高、螺距、锥度。
全顶螺纹是齿顶指具有完全形状的螺纹，当然全底螺纹是齿底具有完全形状的螺纹。5B标准LC原文指最小非全顶螺纹长度，也就是平常所指的黑皮扣，但GB/T 9253.2-1999将LC译为完整螺纹最小长度。可见国标表达不准确。
有效螺纹对油套管指外螺纹根部牙底消失锥角起始点以前的螺纹，L2即为有效螺纹长度；钻具内螺纹有效螺纹长度为LBtmin，是指台肩面至最后一个完整螺纹深度非承载牙侧与牙顶交点测得的距离。
4 量规磨损量的控制
（1）钻具螺纹工作规除满足配对、互换在15.875±0.100mm之内,还要满足与初始值差值在mm之内。这个条件很苛刻，第二条件很难达到。毛刺多、时效变形等很容易超上差，下限也容易超。
（2）油套管螺纹工作5B未作要求，标准里建议由各生产厂控制掌握，新出版的国家计量技术规范JJF1108-2003增加了磨损量的要求主要参考校对规配对紧密距磨损量的要求，即：
+0.254～-0.508mm,10牙/吋的量规；
+0.318～-0.495mm,≤8 5/8″的8牙/吋量规；
+0.318～-0.635mm ＞9 5/8″的8牙/吋量规。
这个磨损量其实也是比较保守的,JJG41-1996要求为±0.635mm太严。
（3）日本JFE试验结果表明使用1000次磨损0.1mm。
5 累积螺距偏差与每寸螺距偏差
钻具、油套管均要求测量累积螺距偏差和每寸螺距偏差。当每寸螺距偏差比较小，完整螺纹区间又较短（小于2寸）可以预测累积螺距偏差也不会超差，一般可不进行测量。
6 紧密距与单项参数的关系
单项参数包括螺距、齿高、锥度、牙侧角（牙型角），是螺纹的基本要素。紧密距是一个综合参数，主要间接反映了螺纹作用中径的大小，当单项参数加工偏差越小、椭圆度越小，表面粗糙度越小，比时紧密距更能精确反映螺纹作用中径的大小，也更近似于单一中径。
一个合格的螺纹接头产品光靠检验紧密距是远远不够的，必须同时将其它单项参数也进行控制。否则反映不了螺纹真实的连接啮合质量。管子站修复螺纹只检验紧密距是一个较大的缺陷，存在严重的质量隐患。紧密距可以通过车削台肩面来保证测量值在一定范围，合格其实是一种假像。
7 螺纹量规与光滑锥度量规
在API标准里并没有规定螺纹检验可以借助于光滑锥度量规。光滑锥度量规是根据我国六、七十年代螺纹加工的水平，配套、辅助螺纹量规进行加工、检验的。当时加工条件比较简陋，没有数控车床，没有成型刀具、没有单项仪。现在一些钻具加工厂、油套管生产厂都使用数控车床、成型刀具、单项仪，锥度规已很少使用。
有些加工厂想用光滑锥度规取代螺纹量规，都没有成功，二者没有相关性，对于一些大规格螺纹接头，紧密距检验的确很费力气，也易拉伤螺纹表面。
管子站修复螺纹用光滑锥度规主要控制螺纹锥度，实际是控制螺纹的外锥或内锥。API对螺纹啮合位置处锥度即中径锥度规定了公差，并用单项仪锥度规最佳测球测量中径锥度。内外锥度与中径锥度很不一致。
8 对油田静水压试验的讨论
油田对油套管（主要是套管）到货后除进行无损检测、螺纹和外观、几何尺寸检验外，有的单位还逐根进行静水压试验来检验螺纹和管体的密封性能。据了解，这些试压线以螺纹堵头密封形式为多，个别单位改造或安装了新的试压线，采用径向密封。
螺纹堵头密封存在的问题主要是堵头磨损量太大，螺纹参数很难控制。用不合格的堵头检验合格的螺纹，加之扭矩又难以保证，对试压结果的可靠性有较大的影响，容易误判。堵头上卸也容易损伤螺纹表面。
径向密封虽不损伤螺纹，其实是对工厂机紧端密封质量的考核，意义也不太大。工厂端的机紧状况可采取驻厂监督或由工厂提供试压曲线，上扣扭矩·圈数曲线等形式来控制、保证，不一定非要重新试压，将螺纹参数按一定比例抽检，在井队作业时控制好扭矩，选用优质丝扣油，是完全可以确保密封压力的。
三、螺纹常见外观缺陷
1、撕破（裂）：主要是齿侧、齿顶（圆螺纹）几何形状（包括粗糙度）受到破坏。早期螺纹加工用单刀挑扣易造成撕破，刀具钝、润滑不好等原因也容易造成撕破，一般呈鱼鳞状，普遍存在螺纹侧面；丝扣油里有杂质如砂子、扩丝戴上后也会造成撕破；量规牙侧有积瘤，上规时也容易造成管子螺纹表面撕破。
2、刀痕（颤纹）：齿顶、齿侧面因进刀量大，刀具跳动或刀具磨损变钝造成的。
3、磨痕：齿顶上磨得很光滑变成平顶，管子表面有缺陷如裂纹，凹坑等经修磨后（壁厚允许修磨12.5%）,加工螺纹造成的。
4、台肩：有两种形式
（1）圆螺纹公扣消失点后，由于管体不圆，偏心等造成的，有的叫“白脖”，偏梯形因无L4规定，顺管子方向自由消失，所以不出现台肩。
（2）齿顶上出现，大部分是由于刀具磨损缺少一块造成的。
5、黑皮扣：圆扣外螺纹LC内不允许有；偏梯扣外螺纹LC内允许有2扣，不超过1/4圆周。
6、切口：以前一般叫断扣，螺纹不连续。加工一般不会出现，一般是外力作用造成的（如拿凿子凿了一下）有时是管体缺肉造成的，玻璃钢螺纹断扣不少，可能是汽泡造成的。
7、损伤：形状很多，出现在齿顶、齿侧。总的原则是几何形状受到破坏。纵向、一条平的痕迹。机械损伤，护丝受外力冲撞，卸下时可看见，有的是在搬运、运输过程中碰撞造成的。出厂前对发现的齿顶损伤，经修磨、未改变几何形状的可认为合格；现场检验时对那些明显的螺纹顶部碰扁致使齿侧面产生明显凸出物，会刮掉螺纹镀层的，判不合格。
8、粘扣：商检中很少发现，现场下井操作因扭矩过大，错扣、润滑不良，高速上扣等造成。材质软易粘，5B规定油管经四次上卸扣不应出现粘扣；5C5规定油管九次上卸扣不粘扣，套管二次上卸扣不粘扣。
9、畸形扣：奇形怪状的扣，商检中发现的比较少，如歪扭、波纹、平扣、双顶扣等缺陷。歪扭、波纹是机床造成的。平扣，双顶扣是刀具造成的。
10、锈蚀：主要是水压后未处理平净就涂抹上丝扣油。
11、刀口状棱角：通常由于圆螺纹或偏梯形螺纹上的起始螺纹在管子端面而不是在倒角上消失形成的螺纹牙顶薄尖的部分。
12、刃口：由于外倒角过小或内倒角面过斜造成的管端只有锐边没有端面。
13、无起始螺纹：螺纹在管端面消失。
14、内倒角不全或内外棱角边有毛刺：都判不合格。88年以前5B对内倒角未作要求，88年以后才有箭头说明，要求倒角。
附表1 油套管主要检测项目与公差范围一览表
序号 | 检测项目 | 公差范围 | ||
1 | 管体长度 L | 套管Ⅱ类 | 7.62～10.36m；95％及更大车载量允许变化量MAX:1.52m,长度允许MIN:8.53m | |
油管Ⅱ类 | 8.53～9.75m；100％车载量允许变化量MAX：0.61m | |||
短节 | 0.61；0.91；1.22；1.83；2.44；3.03；3.66m±7mm | |||
2 | 管体外径D | 规格<4 1/2 管子 ：±0.79mm； 规格≥4 1/2管子：（＋1.00%D，-0.50%D）mm | ||
3 | 管端加厚外径D4 | 规格2 3/8～3 1/2管子：（+2.38，-0.79）mm | ||
规格3 1/2～4管子 ：（+2.78，-0.79）mm | ||||
规格>4管子：（ +2.78，-0.75%D）mm | ||||
4 | 管体壁厚t | -12.5%，即≥87.5%名义壁厚 | ||
5 | 管体直度 | 全长：弦高≤0.20%L；管端：下移量≤3.18mm（直尺长度≥1.83m） | ||
6 | 接箍外径W | 油管：±1%W； P110及以下钢级套管： ±1%W，但不超过±3.18mm | ||
7 | 接箍长度NL | ≥名义长度 | ||
8 | 接箍镗孔直径Q | 圆螺纹套管接箍：（+0.79，0）mm | ||
9 | 接箍镗孔深度q | 圆螺纹套管接箍：（+0.79，0）mm | ||
10 | 牙型高度偏差 | 油管及圆螺纹套管：（+0.051，-0.102）mm；偏梯形套管及玻璃钢油管：±0.025mm | ||
11 | 螺距 偏差 | 每25.4mm间距 | 规格≤13 3/8偏梯形套管及玻璃钢油管:±0.051mm;其余油管及套管均为:±0.076mm | |
全长累积 | 油管及圆螺纹套管：±0.152mm；玻璃钢油管：±0.076mm 偏梯形螺纹套管：±0.102mm | |||
12 | 牙型角偏差 | 油管（含玻璃钢油管）及圆螺纹套管：±1.5°；偏梯形螺纹套管： ±1° | ||
13 | 锥度 | 油管及圆螺纹套管：62.5（+5.2，-2.6）mm/m，即59.9～67.7 mm/m | ||
玻璃钢油管：62.5（+2.5，-1.5）mm/m，即61.0～65.0 mm/m | ||||
规格≤13 3/8偏梯形套管完整螺纹：62.5（+3.5，-1.5）mm/m,即61.0～66.0 mm/m | ||||
规格≤13 3/8偏梯形套管不完整螺纹： 62.5（+4.5，-1.5）mm/m,即61.0～67.0 mm/m | ||||
规格≤13 3/8偏梯形套管接箍：62.5（+4.5，-2.5）mm/m,即60.0～67.0 mm/m | ||||
14 | 管端至消失点长度L4 | 8牙/吋油套管:±3.18mm;10牙/吋EU油管:( +3.81,-1.90) mm;10牙/吋NU油管:±3.81mm | ||
玻璃钢油管：≥名义长度 | ||||
15 | 管端外倒角 | 所有规格油套管均为：65 (+5，0) ° | ||
16 | 管端内倒角 | 360°圆周必须倒全 | ||
17 | 长度A1 | 偏梯形套管三角形上扣标记底边至管端距离： ±0.79mm | ||
18 | 紧密距 | 8牙/吋油管及圆螺纹套管：P1或P、（S1-S）+A或A ±3.18mm | ||
短圆螺纹套管环规检验长圆螺纹套管凸出量：（L1长- L1短）-P1 ±3.18mm | ||||
玻璃钢油管接箍同8牙/吋油管；外螺纹：（L1钢- L1玻）-P1 ±3.18mm | ||||
10牙/吋油管：P1或P、（S1-S）+A或A±3.81mm | ||||
偏梯形套管：P1或P（＋2.54，0）；（S1-S）+A或A（0，－2.54） | ||||
19 | 从管端起全顶螺纹 最小长度LC | 油管及圆螺纹套管：LC长度内不允许出现黑皮扣 | ||
偏梯形套管：LC长度内允许出现2牙黑皮扣，但长度不超过1/4圆周 | ||||
附表2 钻杆主要检测项目与公差范围一览表
序号 | 检测项目 | 公差范围 | |||
1 | 管体长度L | 套管Ⅱ类 | 8.23～9.14m；95％及更大车载量允许变化量MAX:0.6m,长度允许MIN:8.23m | ||
2 | 管体外径D | 规格≤4 管子 ： ±0.79mm； 规格≥4 1/2管子：（＋1.00%D，-0.50%D）mm | |||
3 | 加厚部分后面 约127mm长 管体外径D | 规格2 3/8～3 1/2管子：（+2.38，-0.79）mm | |||
规格4～5管子 ：（+2.78，-0.75％D）mm | |||||
规格5 1/2～6 5/8管子：（+3.18，-0.75%D）mm | |||||
4 | 管体壁厚t | -12.5%，即≥87.5%名义壁厚 | |||
5 | 偏心度 | 管体外径 | 距加厚端127～152mm范围内偏心度（总读数）：≤2.36mm | ||
管体内径 | 加厚内孔相对于管体外表面偏心度（总读数）：≤3.18mm | ||||
接头焊接 | 距焊缝127～152mm范围内管体外表面相对于接头外圆柱面偏心度（总读数）:≤3.18mm | ||||
6 | 管体直度 | 全长：弦高≤0.20%L；管端：下移量≤3.18mm（直尺长度≥1.5m） | |||
7 | 钻杆接头外径D | ±0.8mm | |||
8 | 钻杆接头内径d | (+0.4，-0.8)mm | |||
9 | 接头倒角直径DF | ±0.4mm | |||
10 | 外螺纹接头长度LP | （+6，-10）mm | |||
11 | 接头组合长度L | ±12mm | |||
12 | 吊钳扣合部位长度LPB、LB | （外螺纹接头LPB；内螺纹接头LB）：±6mm | |||
13 | 外螺纹锥部总长度LPC | （0，-3.2）mm | |||
14 | 内螺纹锥孔总长度LBC | （+9.5，0）mm | |||
15 | 内螺纹扩锥孔大端直径QC | (+0.8，-0.4)mm | |||
16 | 外螺纹根部圆柱直径DLF | ±0.4mm | |||
17 | 螺距 偏差 | 每25.4mm间距 | ±0.038mm | ||
全长累积 | ±0.114mm或以螺纹总长度的1/1000计算，两者取较大值 | ||||
18 | 牙侧角偏差 | 30°±45′ | |||
19 | 锥度 | 1：6外螺纹 | 166.7（+2.5，0）mm/m，即166.7～169.2mm/m | ||
1：6内螺纹 | 166.7（0，-2.5）mm/m，即164.7～166.7mm/m | ||||
1：4外螺纹 | 250.0（+2.5，0）mm/m，即250.0～252.5mm/m | ||||
1：4内螺纹 | 250.0（0，-2.5）mm/m，即247.5～250.0mm/m | ||||
20 | 紧密距 | 外螺纹 | S2：（+0.254，-0.127）mm | ||
内螺纹 | （S1-S）：（0，-0.254）mm | ||||
镀铜后外螺纹 | 1：6锥度S2：（+0.484，-0.057）mm；1：4锥度S2：（+0.404，-0.007）mm | ||||
镀铜后内螺纹 | 1：6锥度（S1-S）：（+0.230，-0.070）mm；1：4锥度（S1-S）：（+0.150，-0.134）mm | ||||
21 | 台阶面与螺纹轴线垂直度 | ≤0.05mm | |||
22 | 螺纹轴线与设计轴线倾角 | ≤0°3′35″ | |||
5寸半长圆螺纹套管现场检测
依据标准：API SPEC 5CT-2011第九版
API SPEC 5B 第15版
英寸，inch(in)，1英寸相当于2.54厘米；
英尺，foot(ft)，1英尺等于12英寸，约相当于30.48厘米
管体部分
（一）套管长度
1、测量位置
2、测量工具
对于套管长度测量用0~30m的钢卷尺进行测量，并做好记录，钢卷尺精度为0.01m。
3、注意事项
测量套管长度时，应把钢卷尺拉直。
（二）套管外径
1、测量位置
对套管外径测量必须是套管的直径。
2、测量工具
对于套管外径测量用0~450mm的游标卡尺进行测量，并做好记录，游标卡尺精度为0.02mm。
外径公差为：+1%标准外径~ -0.5%标准外径
3、注意事项
（1）测量套管外径时应选择管体表面较干净处测量。
（2）第二次测量位置须和第一次测量位置成90°。
（三）套管壁厚
1、测量位置
按在涂有耦合剂的试块上，仪器发出“嘟”一长声，校准即宣告完成，此时CAL标志消失，仪器自动转换到厚度测量状态。
2）测量厚度：在被测件表面涂上耦合剂后，当探头与被测件耦合良好时仪器显示耦合标志，随后厚度值机显示出来并伴有一“嘟”声。
3）随机对套管公端部、接箍部、管体中央三个不同的点进行测量，并做好记录。
2、测量工具
对于套管壁厚的测量用超声波测厚仪进行测量，并做好记录，
超声波测厚仪精度为0.1mm。
壁厚公差为：标准壁厚-12.5%。
3、注意事项
1）测量套管壁厚时应选择管体表面较干净处测量。
2）对于套管管体上有生锈处，须进行壁厚的测量。
接箍部分
(一) 接箍长度
1、测量位置
2、测量工具
对于套管接箍长度用0~450mm的游标卡尺进行测量，并做好记录。其最小长度应符合标准接箍的长度要求。
0~300mm的游标卡尺精度为0.02mm。
3、注意事项
在测量接箍长度时，游标卡尺的尺身应与接箍轴线平行。
（二）、接箍外径
1、测量位置
对套管接箍外径测量必须是套管接箍的直径。
2、测量工具
对于套管接箍外径测量应该用0~450mm的游标卡尺进行测量，并做好记录。
外径公差为：±1%标准外径
3、注意事项
第二次测量位置须和第一次测量位置成90°。
（三）J值
1、套管NJ值测量位置
与接箍连接的套管公端端部到接箍外沿。
2、套管NJ值测量工具
对于套管接箍NJ值测量应该用0~300mm的深度尺进行测量，并做好记录。
0~300mm的深度尺精度为0.02mm。
3、J值计算公式
J值=NJ值-接箍长度/2（4舍6入5成双）
J值公差：6.35mm ~ 19.05mm
螺纹单项参数
（一）注意事项
1、温度：所有的仪器均应置于被检验产品相同的温度条件下，并保持足够时间以消除温差。
2、仪器的维护：仪器均为精密仪器，因此，操作时应十分谨慎，以保持检验所要求的高准确度和精度。任何仪器若不慎被摔或受剧烈震动，就应进行重新校准或与已知精度的计量基准对比，重新确定其精度，否则不能用于检验。
3、螺纹的清洗：检验前，所有螺纹都应彻底清洗。
（二）测量位置
检测内、外螺纹时，对于第一牙完整螺纹和最后一牙完整螺纹间距超过1in的产品，测量应在第一牙完整螺纹和最后一牙完整螺纹间以1in的间距进行测量。
（三）锥度测量
1、 量规触头应为球形，直径为1.83mm（圆螺纹8牙）。
（触头公差为±0.05mm）
2、 锥度的定义为螺纹中径的增加量，单位为in/in。
3、测量步骤
1) 固定的球形触头应置于首牙完整螺纹的牙槽内，活动测杆上的球形触头置于方向正相反的对侧螺纹槽内。
2) 固定触头保持不动，活动触头作小圆弧摆动。调节指示表，使零位与最大读数重合。
3) 以同样的方法，沿同一条圆锥母线再规定的间距内进行连续测量。连续测量值之差值即为该段螺纹的锥度。
4) 完整螺纹的最后间距内的锥度也应测量。
3、 锥度量规精度为0.001 in/in。
（四）螺距测量
1、 量规触头应为球形，直径为1.83mm（圆螺纹8牙）。
（触头公差为±0.05mm）
2、 螺距的定义是螺纹上某一点至相邻螺纹上对应点之间的距离，测量时须平行于螺纹轴线，单位为mm/in
3、量规的调整：使用前，调整活动触头，使触头间距等于待侧螺纹的间距。当用标准样板检查量规时，应将量规指示表调零。
4、螺距测量步骤：
量规的球形触头应置于相应的螺纹槽内，并以固定触头为轴心在测量直线的两侧旋转一小圆弧。最小的正读数（＋）或最大的负读数（－）就是螺距误差。
5、螺距量规精度为0.010 mm/in。
（五）牙型高度测量
1、 量规触头：螺纹高度量规触头应呈锥形，最大锥角50°，并不与螺纹牙侧接触。
2、 牙型高度定义是：螺纹牙顶与螺纹牙底之间垂直于螺纹轴线的距离，单位为mm。
3、高度量规调整：
1）量规应根据所测螺纹的型式调整置入U或V型槽内。
2）量规置入相应槽内时，应将确定牙型高度偏差的指示表调整到零位。
3）在V型槽校对块与U型槽校对块上量规读数变动不得超过0.0013mm。如果不是这样，触头或许已磨损，应予以更换。
3、牙型高度测量步骤：
1）螺纹牙型高度量规应用于所有外螺纹和内螺纹。
2）量规触头应置于相应的螺纹槽内，同时，砧头应平行于螺纹轴线并置于相邻的螺纹牙顶上。
3）然后，将量规在垂直于圆锥母线的位置两侧作小圆弧摆动。
4、牙型高度量规精度为0.010 mm
（六）紧密距
校对量规、工作量规和产品螺纹三者之间的关系，以合规的校对塞规为基准，以合规的校对环规为传递基准。
1、测量方法：
（1）旋合并上紧螺纹规，用0~ 150mm游标卡尺进行测量，并做好记录。
（2）旋合并上紧螺纹规，用0~ 300mm游标深度尺进行测量，并做好记录。
图（2）
2、注意事项
1）上规及卸规时应端平螺纹规。
2）旋合螺纹规时，应顺时针方向慢慢摇动。
3）卸套管规时，应注意规的重量，防止脱落，砸伤检测人员。
4）对于短套管规测量短圆螺纹套管要分清楚正负。图（1）紧密距为负，图（2）紧密距为正。
