API圆螺纹套管及接箍螺纹紧密距释疑

简单介绍了ＡＰＩ圆螺纹套管及接箍螺纹紧密距检验时所使用的螺纹量规的结构特点,着重阐述了套管及接箍螺纹控制和检验紧密距参数时, 易被忽视和误解的有关长圆螺纹的凸出量、紧密距Ｐ 和Ｐ１ 的正负、手紧紧密距牙数Ａ及短圆螺纹套管紧密距的修正等几个问题。并给出圆螺纹套管及接箍螺纹正确的检验程序, 以避免检验紧密距时产生误判。     

API钻杆接头连接几何参数误差的相互关系

本文从API钻杆接头的公母螺纹及台肩面连接时的几何关系出发,考虑了正确旋入,求出紧密距误差与螺纹半角误差、螺距误差、锥度误差及测量面(基面)节径误差的关系。为计算这些参数误差的相互补偿范围提供了参考公式。     

影响油管和接箍旋合紧密距的因素

本文就量规检验合格的油管和接箍螺纹旋合后紧密距仍有超差的问题,分析了引起差的若干因素;提出了从确定合理的油管螺纹生产公差,并控制螺距误差和齿形误差来解决紧密距的超差问题。     

API圆螺纹套管外螺纹接头紧密距测量及判定

针对APISpec5B标准圆螺纹套管量规只是参照短圆螺纹的尺寸进行设计和加工,需要用一种规格的量规测量外径相同,但螺纹几何尺寸不同的多种规格的长、短圆螺纹套管,增加了判定紧密距测量结果难度的问题,提出了凹入量的概念,澄清了凸出量、凹入量及紧密距三者之间的关系。指出APISpec5B标准推荐公式的不足,总结并给出1组新的方便可行、易于理解又不易出错的紧密距计算公式供测量时使用,以避免检验时产生误判。分析表明,实际测量的凸出量、凹入量均不是紧密距,而是对紧密距的间接测量,但可以由此判定紧密距是否合格。     

特殊螺纹接头油套管验收关键项目及影响因素

通过对特殊螺纹接头油、套管评价试样尺寸测量结果及试验结果进行对比分析,认为特殊螺纹接头油、套管验收的关键项目有接头密封面尺寸精度、螺纹紧密距、表面处理方式及质量等。各种表面处理层引起的接头密封直径和螺纹紧密距变化量不同,表面处理层对螺纹紧密距的影响还与螺纹本身的结构有关,表面处理方式对油、套管接头性能影响很大。     

高频电阻焊套管紧密距影响因素研究

通过残余应力检测、螺纹参数及尺寸检验、上卸扣试验、拉伸至失效试验、外压挤毁试验和跌落试验，对某套管生产企业生产的紧密距超出标准要求的两个批次的套管螺纹接头进行分析研究。结果表明，试验套管除内螺纹紧密距外，其余试验结果均符合标准要求。直缝焊管管体椭圆度及残余应力控制不如无缝管，加工螺纹后的紧密距和椭圆度的均值都比无缝管大。为避免直缝焊管加工的套管螺纹紧密距和椭圆度超出标准要求，建议生产中优化直缝套管的成形工艺，采取措施减小直缝套管外径椭圆度，降低管内残余应力。     

API油管和套管螺纹加工与检验探讨

介绍了API油管和套管加工检验的常用标准。分析了油管、套管的接箍镗孔直径在不同标准中的差异,明确了加工检验的依据。研究了套管外径极限偏差、圆度对螺纹加工带来的影响,指出套管内倒角必须保证在管端360°圆周上完整。探讨了使用量规检验紧密距疑点,给出了紧密距检验的推荐公式。指出传统螺纹量规紧密距测量已有逐渐被螺纹中径测量所取代的趋势。分析了扭矩-位置共同控制上扣后进行J检验的合理性。     

石油套管制造标准实用性问题探讨

为了使石油套管制造标准更好的指导实际生产,通过对接箍最小外径对承载面宽度的影响、套管最小外径对螺纹LC的影响、螺纹紧密距测量方法、螺纹锥度测量方法和接箍螺纹标识方法等石油套管制造标准实用性问题探讨和分析。分析结果表明:提高接箍外径、套管外径的极限下偏差,能够有效保障承载面宽度、螺纹LC、L4满足标准要求;采用测量管坯圆周方向的每一段圆弧半径差值的方法,及时调整管坯圆度的制造精度,提高管坯在螺纹加工LC合格率;采用恒定力矩扳手辅助检验紧密距,可避免因人力差异导致紧密距检验误判风险;建议在标准的锤压印标识内容中增加螺纹类型项。     

φ339.7mm偏梯形螺纹接头套管密封性能和连接强度试验研究

对某油田φ339.7 mm×12.19 mm N80 BC偏梯形螺纹套管在检验过程中发现的接头紧密距不合格和外螺纹损伤问题进行了调查研究,并抽样进行了材质试验、上卸扣试验、水压试验和拉伸试验。结果表明,该批套管外螺纹接头紧密距不合格,但材质合格。对发生粘扣的套管螺纹接头进行修复,在控制的上扣位置上扣连接之后,套管内屈服强度和拉伸强度均达到了API BUL 5C2规定值。对如何安全使用该批套管提出了有效的措施。     

油管与套管螺纹参数的计算

在APISpecStd5B油管、套管螺纹的规范中，规定了螺纹径向尺寸、轴向尺寸和角度值等约20种参数。我国正起草等同采用的国家标准，为参考与借鉴起见，论述了这些参数的物理意义、几何关系和计算方法。与螺纹的旋合性、互换性、密封性和连接强度密切相关的参数主要有：手紧紧密距、环规对管端紧密距、锥度、螺距、牙高、牙型角、管端至螺纹消失点总长或偏梯形螺纹管端至三角印记长。分析、计算、检查和控制这些参数，可以指导设计、制造高质量的国产油管和套管，确保螺纹的可靠连接，从而防止油管和套管脱扣、粘扣和泄漏等事故的发生。     

天然气计量输差诊断方法应用研究

通过分析目前天然气计量及输差的现状与存在的不足,结合对输差的概念与分类的认识,给出一般输差的计算方法,针对性地提出了一般天然气输差分析时常用的诊断分析思路.从计量数据分析、输差走势对比、日常巡检等角度定位输差问题,依次对有关装置、阀门、工艺等进行检查,进一步分析出解决问题的途径,并逐一结合到现场天然气的采输生产过程中,解决了站场输差存在的问题.结合集气站存在天然气输差的客观原因,分别从安装工艺、直管段、人为因素等角度提出相应的建议与对策.     

槽车物料交接计量误差分析及损耗控制

国内某轻汽油醚化装置采用LUMMUS公司催化蒸馏醚化技术,在检修期间,将反应器和醚化塔内进口催化剂全部国产化。工业应用表明,反应器应用醚化散堆国产剂时,与进口剂对比,其转化率基本一致,但国产剂初始温度较高;醚化塔应用国产CDM-系列开窗导流式催化模块后,与进口剂对比,该模块活性明显优于进口模块,同时能有效缩短开工时间,但催化剂选择性略差。     

地化录井仪温度程序控制器的改进

针对地化录井仪Tmax值测量平行偏差大、标样分析不易通过、不同仪器对同一个岩样分析结果差异较大的问题,从仪器温度控制原理、控制现状分析着手,发现其原因是温度程序控制器稳定性能变化,致使温度控制精度降低,从而影响地化参数的准确性.经过开放式温度控制参数设置、温度控制状况实时监测和全面的参数标定等技术改进,使仪器性能得到提高,克服了测量误差等问题.     

孔隙度测定误差及其控制方法研究

随着油气勘探领域的扩大，孔隙度测试样品的岩性及形态呈现多样化的发展趋势。在生产与科研实践中发现，相同的样品不同实验室孔隙度测定结果存在差异，给孔隙度资料的应用带来了困扰，孔隙度测定面临着新的挑战。从影响孔隙度测定结果的岩样总体积和骨架体积2个关键参数入手，分析了其测试误差对孔隙度测定结果的影响，发现测试相对误差为0.5%，1.0%，1.5%时，造成的孔隙度绝对误差分别为0.5，0.9，1.4，二者的测试误差对孔隙度测定精度的影响程度相近，应该予以有效控制；分析了岩样骨架体积和总体积测试误差控制现状，认为岩样骨架体积测试依托较为成熟的方法和装置，测试误差能够得到有效控制。总体积测试技术发展滞后，测定过程中关键参数获取受随机的人为因素影响，导致不同操作人员及不同实验室测定结果存在差异。探讨了有效控制孔隙度测定误差的方法，介绍了基于流体变密度测定原理的岩石样品总体积测定系统。该系统对样品的岩性和形态没有限制性要求，实现了岩样总体积测定的自动化；可以减少人为因素对测试的影响，岩样总体积测定平均相对误差0.5%，能够将孔隙度测定绝对误差控制在0.5左右，可用来缩小不同实验室测定结果差异。      

基于PLC的钢筋钢带焊接生产线控制系统设计

针对目前国内钢筋钢带焊接受人工因素影响导致的质量差、效率低的问题,设计了一种基于PLC的钢筋钢带焊接生产线过程控制系统,并介绍了该系统的总体设计和控制方案。实践应用表明,全自动焊接生产线控制系统能够实现自动步进,可以保证焊接尺寸要求,焊接完成后钢带直线度误差为2 mm/m,平面平整度误差≤2 mm/m;焊接过程采用直回路焊接方式,保障了焊接点的稳定性,焊接抗剪性能满足钢筋屈服力0.3倍以上的标准要求,焊接参数相对稳定,受人为影响因素少,焊缝成形美观,焊接质量较手工焊接稳定;焊接的工序动作全部由机器自动完成,生产效率高。     

LNG接收站到港贸易交接计量误差及影响因素分析

目的针对国家对LNG需求量的持续增加,提高LNG接收站的到港贸易计量准确性成为了重中之重。方法通过LNG国际贸易交接的基本标准、基本特点和接收流程去分析误差产生的原因并同时利用误差传递理论去推导出计量误差的计算公式。结果通过减少发热量测量误差,提高液位测量和气相色谱测量的准确性,从而减少LNG实例计算中的影响因素。结论得到一个较为准确的计量误差率进而提高到港贸易计量准确性,为国内LNG接收站的计量误差计算和管理提供依据。      

节流降温对天然气大流量计量检定准确性的影响与对策

天然气大流量计量站需要对进站介质进行流量、压力和温度的综合性调节以满足检定的要求,由此也带来了因节流降温和气源温度不稳定致使标准表示值失真的问题。为此,对典型天然气大流量计量站检定流程、气源条件等进行分析,研究温度变化对检定介质的物性影响及对检定管路热变形的影响,并计算温降所引起的检定误差值;同时,对气源进行复热处理以消除检定介质节流温降所带来的测量误差影响。研究结果表明:①温度变化影响天然气密度变化,由此介质每产生1℃的温降波动则会对检定结果带来0.045%的误差;②温度变化造成检定管道的热变形,介质温度每降低4℃则产生0.01%的相对误差;③有针对性地采用了一种电伴热管路和加热炉复合应用的天然气复热工艺,可有效减小计量仪表的测量误差。结论认为,检定介质温降变化对计量检定结果的准确评价造成的影响不可忽视,应进一步探索量传水平变化规律,采取准确控制温度变化的天然气复热工艺,以此来提高天然气贸易计量过程的稳定性和准确度。     

致密岩石孔隙度的动态测量

在实验和理论研究的基础上对瞬时脉冲装置的孔隙度测量部分从原理上提出了新的动态测量方案建立了瞬时脉冲装置孔隙支柱测量的数学模型，克服了以前在瞬时脉冲装置孔隙测量中，孔隙度测量误差较大，结果不稳定等问题。     

LNG接收站内天然气流量测量准确度研究

LNG接收站内涉及到天然气的计量主要有LNG到港计量、外输流量计量、储罐罐存计量和增压气化过程中的流量计量。LNG到港计量和外输流量计量用于贸易交接,对交接双方的经济利益影响很大,要求计量结果准确可靠。外输流量计量中,气质分析过程中产生的密度误差可能引起较大的流量测量误差。储罐罐存计量可能由于存在检定时对体积的赋值不准引起较大的盘库误差,建议投用后根据实际条件重新进行校验,减小测量误差。增压气化过程中的流量计量由于不同LNG存在密度差异,利用文丘里流量计测量质量流量容易造成较大的测量误差。