石油管螺纹检测技术人员评定培训资料全.docx

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石油管螺纹检测技术人员评定培训资料全

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

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、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、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，围为1.05″～41/2″,以27/8″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）。

围为41/2″～20″，以51/2″、7″、95/8″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。

钻杆围27/8″～51/2″，以5″外加厚为多，钢级：

E75、G105、S135等。

3螺纹型式与代号

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:

UPTBG或EUE）

（3）整体接头油管IJ（旧:

IJTBG）

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（23/8REG-85/8REG）

（3）平型接头IF（23/8IF-51/2IF）

（4）贯眼型接头FH（31/2FH-65/8FH）

注:

（1）平型、贯眼型逐步在淘汰；

（2）4FH-NC40互换；

27/8IF-NC31互换；

31/2IF-NC38互换；

4IF-NC46互换；

41/2-NC50互换。

互换只是基面中径一样，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：

41/2IF：

410（母），411（公）；

4IF：

4A10（母），4A11（公）；

41/2FH：

420（母），421（公）；

41/2REG：

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）油管与圆螺纹套管

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

133/8″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：

133/8″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/T9253.1-1999,P2-P5,图1、表1、表2。

5生产、检验依据的标准

5.1油套管

（1）APISPEC5CT（2001第7版）

（2）ISO11960:

2001IDT（根据API标准制定）

（3）SY/T6194-2003

注:

等同采用ISO标准作为行业标准,即将升级为国家标准。

（4）APISPEC5B（1996第14版）

（5）ISO10422（根据API标准制定）

（6）GB/T9253.2-1999

注:

等同采用API标准作为国家标准。

（7）APIRP5C1（1988第16版）

（8）ISO104051993（根据API标准制定）

（9）GB/T17745-1999

注：

等同采用ISO标准作为国家标准。

（10）APIRP5B1（1999第5版）

（11）GB/T18052-2000（等同采用API标准）

（12）APIStd5T1（1996第10版）

（13）SY/T6445-2000（等同采用API标准）

（14）APIRP5A5（1997第6版）

（15）SY/T6474-2000（等同采用API标准）

（16）APISPEC15HR（1995第2版）

（17）SY/T6267-1996（等同采用API标准）

（18）APISPEC15LR（1990）

（19）SY/T6266-1996（等同采用API标准）

（20）SY/T5990-94（套管国外订货技术条件）

（21）SY/T5396-2000（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等。

（7）-（9）介绍现场维护、使用（推荐最小、最佳与最大扭矩）

（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）介绍石油管材与螺纹常见缺陷与表达。

（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）APISPEC7（1998第39版）

（2）SY/T6407-1999（等同采用API标准）

（3）GB/T9253.1-1999（在API39版与GB9253.1-1988基础上制定的）。

（4）APISPEC5D（第6版）

（5）ISO11961（根据API标准制定）

（6）APIRP7G（1990,第14版）

（7）SY/T5987-94

（1）-

（2）介绍旋转钻井钻柱构件规,涉与钻杆、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、涉与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检测项目与公差

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/T5987-94对圆螺纹套管要求为J±6.35mm,SY/T6474-2000即APIRP5A5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、径杜杆表、座架规（鞍形规）、全套螺纹单项仪与附件、全套螺纹量规、锉刀、沙纸、油石等。

单项仪主要有：

外螺纹规与样板外齿高规与样板，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:

单项仪

检验仪

各省市计量测试所

国家长度基准

8.2一般几何尺寸

由低到高溯源关系依次为:

常规量具（卡尺、卷尺、千分尺等）

工厂、所、中心（局检测中心）

各省市计量测试所

国家长度基准

8.3油套管紧密距

由低到高溯源关系依次为:

工作规

校对规

地区规

原始规

三坐标、轮廓仪、高度仪等

省计量测试所

国家长度基准

美国国家长度基准

工作规

校对规

三坐标、轮廓仪、高度仪等

省计量测试所

国家长度基准

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,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,其实与圆螺纹套管一样;偏梯形套管外螺纹为第一完整扣至L7处,螺纹同圆螺纹套管。

（4）测量间距的确定。

（a）牙型高度。

测量围大于25.4mm的产品,以25.4mm的间距进行;测量围在12.7-25.4mm之间,以12.7mm间距进行。

对于111/2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，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，旧API5B对环规长度要求很松±0.66,但新标准加严,为±0.051。

如前几年某量具厂制造的27/8TBG、31/2TBG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围就很小,更有必要修正。

（6）管端外棱边的毛刺、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年油田进口日本NKK公司套管机紧端倒角不全、棱边毛刺等比例相当高。

（7）磷化后螺纹表面比较粗糙，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公差围

主要项目公差围见附录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、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一样的方法进行比对。

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。

API5B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。

国生产厂处理这类问题时则较灵活。

国也曾发生过因起始扣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/T9253.1-1999定义比较合理,即在规定条件下旋合的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一螺距、外一螺距和底边平齐，持第三种观点人数最多。

（2）API5B、5B1、5A5、5CT、5C1等标准都涉与到三角形上扣标记。

国等同采用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

围可以拒收,现在主要是国家标准GB/T9253.2-1999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/T9253.2-1999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,还要满足与初始值差值在

mm之。

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