7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度 冷焊(Coldwelding)[3]。套管在上卸扣过程中,局部接触点由于严重的塑性变形而产生冷焊现象,这些冷焊点在不断地被剪切后又重新形成,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,引起表面材料脱落,形成磨料磨损;螺纹材料与钻井液或原油中的某些化学成分发生化学或电化学反应7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度按相应要求对单位产品进行测量、检查、试验或其它比较的过程。所检属性一致条件下生产的一定数量的产品。从一个检验批中抽取的一个或多个能代表该检验批的产品。一个检验批中单位产品的数量。线性缺欠包括但不限于裂纹（crack）、发纹（seams）、折叠（1ap）、压痕（plug scores）、切口（cut）、凿痕（gouges）和折皱（elephant hide）。对标记产品负责、担保其产品符合本规范的厂商、公司或集团公司。制造厂可以是管子制造厂或加工厂。制造厂有责任使产品符合本规范所有条款的规定。7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度当钻压偏大而钻速较小时，容易发生钻具失效事故。钻具组合失效分析带扶正器下部钻具组合失效 与扶正器使用有关的下部钻具失效包括:扶正器本身公扣或母扣断、脱扣、涨扣、倒扣，与扶正器相连的钻铤或配合接头的公扣或母扣断、脱扣、涨扣、倒扣，钟摆或造斜钻具长跨距内钻铤的连接处断。果不正确，因此必须进行网格自动重划分。自适应网格往往是许多工程问题如裂纹扩展、薄板成形等大应变分析的必要条件。（3）由求解线性问题发展到求解非线性问题随着科学技术的发展，线性理论已经远远不能满足设计的要求，许多工程问题如材料的破坏与失效、裂纹扩展等仅靠线性理论根本不能解决，必须进行非线性分析求解，例如薄板成形就要求同时考虑结构的大位移、大应变（几何7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度增加产品和工程的可靠性；（2）在产品的设计阶段发现潜在的问题；（3）经过分析计算，采用优化设计方案，降低原材料成本；（4）缩短产品投向市场的时间；（5）模拟试验方案，减少试验次数，从而减少试验经费。国际上早在60年代初就开始投入大量的人力和物力开发有限元分析程序，但真正的CAE软件是诞生于70年代初期，而近15年则是CAE软件商品化的发展阶段，CAE开发商为满足市场种形式。轴向密封面一般是90°平面或斜平面密封；径向密封则有锥面/锥面、球面/球面、球面/柱面密封几种形式。组合密封一般是双重或三重密封，往往具有压力自紧作用。由于单一形式的密封已不能满足目前油气田开采中所要求的密封性能，因此，一般来说螺纹管接头均采用组合密封的形式，而近年来优质管接头的发展，大多数是围绕着接头密封性能的提高而进行的[12][13]。下面介绍几性能差。偏梯形扣由于采用3°斜面承载，10°导向斜面，增强了扣牙形，大大减少了承载时的径向力，因而连接强度大大提高，但它还是靠扣牙间干涉和丝扣油堵塞实现密封，因而密封性更差。套管及其接头一般由合金钢制成，化学成分中碳含量一般在0.2%0.5%之间，其它成分的要求API标准有详细规定。套管管体分无缝管和电焊管两种，无缝管是一种无缝锻扎钢管状产品，是用热加工钢制成的7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度纹牙号以公接头为标准,从公接头的管端部开始为第1号螺纹牙,接箍的螺纹牙号按与公接头对应的排序。NS-CC接头螺纹在热采工况(井底温度300e)时,在旋合螺纹力矩作用下,法向接触压力如图3,公接头和接箍各螺纹牙应力分布如图4~5。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成螺纹泄漏抗力是错误的。为了进一步说明这3种方法的不足,表3显示试验中发生泄漏最低压力为17.ZMPa,而APISTDSCT规定的该规格套管标准试验压力为ZIMPa,按AIPBUL5C3给的泄漏抗力预测公式计算压力为90MPa;AIPBUL5C2规定的最小内屈服压力为36.7MPa,给的与试验中的泄漏压力有较大的误差。这说明,传统管柱设计中考虑螺纹密封性的根据是不科学的,按这种方法设计的管柱是不可靠的。2.油7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度I偏梯形套管螺纹连接的接触应力分布很不均匀,接箍的整体应力水平要明显低于管体,啮合螺纹两端的应力明显高于中间部位。摩擦因素(如螺纹脂、螺纹表面粗糙度等)对螺纹牙接触应力的分布影响很大。(3)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。机械零件中,有许多是用有色合金制造的,这些零件通过钢质螺栓和7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度接触应力最大，密封性能也最好，但是螺纹的峰值应力也很大，有粘扣的危险。（2）该偏梯螺纹在轴向拉伸作用下，管端完整螺纹部分接触应力较小较平均，不完整螺纹接触应力较大，从完整螺纹到不完整螺纹，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%，最后一牙啮合螺纹的接触应力达到700MPa，已经屈服。（3）该偏梯螺纹在轴向压缩载荷作长期以来,国内外均未找到一个完善的用于油井管螺纹保护的方法。国内曾采用过全塑保护环对小直径油管螺纹的保护,但都因效果不好而未能推广,因此,至今仍用7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度。计算上扣扭矩的工程实用计算方法，通过求得每个啮合螺纹牙上的摩擦力矩，间接地得到了总上扣扭矩计算公式(2)以N80级套管为例进行有限元分析，利用有限元分析结果和公式(5)所求出的上扣扭矩值与相关标准［1］中规定的数值十分接近(3)将N80级套管机紧过盈圈数控制在1．5～2．8圈之内可以满足SY/T54122005下套管作业规程［9］中规定的上扣扭矩;当机紧过盈圈为2圈时，可使油气井套钢保护环的主要缺点是加工困难,价格高,使用效果不理想。开发新材料研究新工艺,’制造新型保护环一直是国内外各有关油井管步产厂家和用户不懈探索的课题。按美国石油协会:(API)标准要求,在油井管内外保护环的没i一}上,要考虑其村料与机械强度能够保护螺纹和管端在正常装卸和运输中不受损坏。内外保护环应能起到保护钢管螺纹全长的作用,并能在钢管运输和正常的库存期间保证螺纹不浸水与脏物。保护环的材料中不应含有腐蚀螺纹或粘附螺纹的成分,并能适哎在一46一 6℃的温度环境中使用。目前,我国的几家油井管生产乓均使用用钢管或钢板冲压制造的钢质保护环;而在国外,如美国、日_本、联邦德国、加拿大等国已经采用普通“钢一塑”7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度、上述两种保护环都存在缺点,前者制作困难,造价高,而且保护螺纹效果不佳,后者对螺纹的保护效果虽有改善,但成本昂贵。近年来国内外许多钢管厂都在为改造保护环的结构型式,简化制作工艺,降低成本而努力研究、探索。按宝钢无缝钢管厂的设计,该厂每年需用油套管内外螺纹保护环286万只,7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度而联邦德国德马克公司为宝钢设计的保护环制作工艺抗撞击壳中部与缓冲塑件中部紧密贴合，嵌套连接，止转扣位于二者连接的部位，缓冲区位于抗撞击壳顶端与缓冲塑件顶端之间，缓冲塑件内径恰能与钻杆嵌合，丝扣油存积处位于缓冲塑件内侧与钻杆连接部位的上下两端。本实用新型钻杆螺纹保护器容易安装或拆卸，不易脱落，外壳和塑件不易分离，保护钻杆螺纹不易损坏A31996套管、油管、管线管螺纹脂推荐作法。这项推荐作法详细规定了螺纹脂的试验设备、试验方法以及对螺纹脂的性能要求。API新的试验方法计划一般由企业推动并支助。API螺纹脂润滑性能优异,但高温高压下的密封性能不够理想。API在1982年就意识到了这项工作的重要性,任务组研究了市场供应的API螺纹脂,得出这样的结论:对螺纹脂中固体颗粒尺寸及其成分进行分析表明,有几种螺纹脂7STC 外钢内塑螺纹保护器|外钢内塑螺纹保护器最大拉伸强度