CN103542831A - 便携式石油管外螺纹锥度测量仪 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种便携式石油管外螺纹锥度测量仪，属于石油领域。所述便携式石油管外螺纹锥度测量仪包括主杆、滑杆、锁紧螺钉、测量爪、位移传感器、测头及数字显示盒，其中，所述测量爪、所述测头球心、所述主杆以及所述滑杆均在同一平面上。本发明可一次性完成石油管外螺纹锥度测量，并通过数字显示器直接显示出被测石油管外螺纹的锥度，测量人员可以根据显示的数据直接判断该外螺纹锥度是否符合要求，故本发明在充分保证石油管外螺纹锥度测量准确性的前提下，解决锥度测量过程繁琐、容易错扣、需要检测人员具备丰富检测经验等问题，大幅提高石油管外螺纹锥度检测效率，有效降低检测成本，并且方便检测使用。

Description

便携式石油管外螺纹锥度测量仪

技术领域

本发明涉及石油领域，特别涉及一种便携式石油管外螺纹锥度测量仪。 

背景技术

石油管螺纹是带有一定锥度的螺纹，其锥度定义为螺纹中径在单位长度上的增加量，通常指1英寸长度上的增加量。锥度按标准要求分锥度1：16、1：12、1：6或1：4。为保证石油管在钻采过程中的安全，在各类标准及规范中对石油管螺纹各项参数均有明确的检测要求，来确保石油套管连接螺纹的加工尺寸精度和互换性，以提高石油管螺纹连接的安全可靠性。 

而锥度是评价螺纹加工质量、螺纹磨损或者变化情况非常重要的一个参数。根据API（美国石油标准学会）Spec5 B-2008《套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范》及API Spec7-2-2008《旋转台肩式螺纹连接的加工、测量和检验规范》中要求，锥度应按标准规定测量位置和测量步骤用专用的测量仪器进行锥度测量。 

现有的石油管外螺纹锥度测量仪存在下述问题：需要多步骤才能完成锥度测量，存在测量过程繁琐的问题；测量时容易错扣，且无法保证锥度测量在同一母线上；测量需要具备丰富检测经验的检测人员方可保证检测数据的准确性。 

发明内容

为了解决现有技术的问题，本发明实施例提供一种便携式石油管外螺纹锥度测量仪，可一次性完成石油管外螺纹锥度的测量，大幅降低对检测人员检测经验方面的要求，并且检测数据准确可靠，方便检测使用。所述技术方案如下： 

一种便携式石油管外螺纹锥度测量仪，包括主杆、滑杆、锁紧螺钉、测量爪、位移传感器、测头及数字显示盒，其中，所述测量爪、所述测头球心、所述主杆以及所述滑杆均在同一平面上； 

所述主杆包括两根管体及两个挡块，所述两根管体等长，所述两根管体在同一平面相互平行且间隔设置，所述两个挡块分别设置在所述两根管体的两端； 

所述滑杆包括左滑杆和右滑杆，所述左滑杆和所述右滑杆均垂直套接所述两根管体上，并且均与所述两根管体形成间隙配合，所述锁紧螺钉包括左锁紧螺钉和右锁紧螺钉，所述左滑杆通过所述左锁紧螺钉与所述主杆锁定，所述右滑杆通过所述右锁紧螺钉与所述主杆锁定； 

所述测量爪包括左下测量爪、左上测量爪、右下测量爪和右上测量爪，所述测量爪均与所述主杆平行，所述测量爪均等长，所述测量爪内均安装有弹簧，使得所述测量爪始终受指向所述测头的力，其中，所述左下测量爪和所述左上测量爪分别装配在所述左滑杆上，所述右下测量爪和所述右上测量爪分别装配在所述右滑杆上，所述左下测量爪和所述右下测量爪距所述主杆的距离相等，所述左下测量爪和所述左上测量爪相距一英寸，右下测量爪和右上测量爪相距一英寸； 

所述位移传感器包括四个，所述四个位移传感器分别设置在所述测量爪与其相对应的所述滑杆的连接处； 

所述测头包括四个，所述四个测头分别与所述测量爪的测量端螺纹连接，在未工作状态下，所述左测下测量爪及所述左上测量爪对应的两个测头连线、以及所述右测下测量爪及所述右上测量爪对应的两个测头连线均垂直于所述主杆； 

所述数字显示盒设置在所述主杆的中间，所述数字显示盒中设有单片机，所述数字显示盒上设有电源开关按钮、回零按钮、螺纹类型选择按钮和数字显示屏。 

具体地，所述所有的位移传感器、所述单片机以及所述数字显示盒之间通过电缆形成电路。 

更具体地，测得的石油管外螺纹锥度通过修正后为(D₁-D₂)cos(θ+φ)/cosφ，并通过所述数字显示盒上的所述螺纹类型选择按钮选择对应的修正系数cos(θ+φ)/cosφ， 

其中： 

D₁为所述左上测量爪对应的位移传感器和所述右上测量爪对应的位移传感器之间的传输数字信号的差值； 

D₂为所述左下测量爪对应的位移传感器和所述右下测量爪对应的位移传感器之间的传输数字信号差值的最大值， 

θ为理论半螺旋升角， 

φ为理论半锥角。 

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：相比现有技术，本发明实施例所述便携式石油管外螺纹锥度测量仪，可一次性完成石油管外螺纹锥度测量，并通过数字显示 器直接显示出被测石油管外螺纹的锥度，测量人员可以根据显示的数据直接判断该外螺纹锥度是否符合要求，故本发明在充分保证石油管外螺纹锥度测量准确性的前提下，解决锥度测量过程繁琐、容易错扣、需要检测人员具备丰富检测经验等问题，大幅提高石油管外螺纹锥度检测效率，有效降低检测成本，并且方便检测使用。 

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。 

图1是本发明实施例提供的是便携式石油管外螺纹锥度测量仪的俯视图； 

图2a本发明实施例提供的是便携式石油管外螺纹锥度测量仪测量状态的俯视图； 

图2b是图2a的主视图。 

图3是使用本发明便携式石油管外螺纹锥度测量仪的数学原理图。 

图中各符号表示含义如下： 

1.主杆，2.数字显示盒，3.电源开关按钮，4.回零按钮，5.螺纹类型选择按钮，6.数字显示屏，7.挡块，8.锁紧螺钉，9.左滑杆，10.右滑杆，11.左下测量爪，12.右下测量爪，13.左上测量爪，14.右上测量爪，15.位移传感器，16.测头，17.石油管外螺纹接头。 

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。 

如图1所示，一种便携式石油管外螺纹锥度测量仪，包括主杆1、滑杆、锁紧螺钉8、测量爪、位移传感器15、测头16及数字显示盒2，其中，所述测量爪、所述测头16球心、所述主杆1以及所述滑杆均在同一平面上； 

所述主杆1包括两根管体及两个挡块7，所述两根管体等长，所述两根管体在同一平面相互平行且间隔设置，所述两个挡块7分别设置在所述两根管体的两端； 

所述滑杆包括左滑杆9和右滑杆10，所述左滑杆9和所述右滑杆10均垂直套接所述两根管体上，并且均与所述两根管体形成间隙配合，所述锁紧螺钉8包括左锁紧螺钉和右锁紧螺钉，所述左滑杆9通过所述左锁紧螺钉与所述主杆1锁定，所述右滑杆10通过所述右锁紧螺钉与所述主杆1锁定； 

所述测量爪包括左下测量爪11、左上测量爪13、右下测量爪12和右上测量爪14，所述测量爪均与所述主杆1平行，所述测量爪均等长，所述测量爪内均安装有弹簧，使得所述测量爪始终受指向所述测头16的力，其中，所述左下测量爪11和所述左上测量爪13分别装配在所述左滑杆9上，所述左下测量爪11和所述左上测量爪13可相对所述左滑杆9移动，所述右下测量爪12和所述右上测量爪14分别装配在所述右滑杆10上，所述右下测量爪12和所述右上测量爪14可相对所述右滑杆10移动，所述左下测量爪11和所述右下测量爪12距所述主杆1的距离相等，所述左下测量爪11和所述左上测量爪13相距一英寸，右下测量爪12和右上测量爪14相距一英寸；所述位移传感器15包括四个，所述四个位移传感器15分别设置在所述测量爪与其相对应的所述滑杆的连接处； 

所述测头16包括四个，所述四个测头16分别与所述测量爪的测量端螺纹连接，在未工作状态下，所述左测下测量爪11及所述左上测量爪13对应的两个测头16连线、以及所述右测下测量爪12及所述右上测量爪14对应的两个测头16连线均垂直于所述主杆1，以保证左上测头和右上测头有一致的零位。 

所述数字显示盒2设置在所述主杆1的中间，所述数字显示盒2中设有单片机，所述数字显示盒2上设有电源开关按钮3、回零按钮4、螺纹类型选择按钮5和数字显示屏6。 

本发明实施例所述便携式石油管外螺纹锥度测量仪，可一次性完成石油管外螺纹锥度测量，并通过数字显示器直接显示出被测石油管外螺纹的锥度，测量人员可以根据显示的数据直接判断该外螺纹锥度是否符合要求，故本发明在充分保证石油管外螺纹锥度测量准确性的前提下，解决锥度测量过程繁琐、容易错扣、需要检测人员具备丰富检测经验等问题，大幅提高石油管外螺纹锥度检测效率，有效降低检测成本，并且方便检测使用。 

具体地，如图1所示，所述所有的位移传感器15、所述单片机以及所述数字显示盒2之间通过电缆形成电路。 

更具体地，如图3所示，测得的石油管外螺纹锥度通过修正后为(D₁-D₂)cos(θ+φ)/cosφ，并通过所述数字显示盒2上的所述螺纹类型选择按钮5选择对应的修正系数cos(θ+φ)/cosφ， 

其中： 

D₁为所述左上测量爪13对应的位移传感器15和所述右上测量爪14对应的位移传感器15之间的传输数字信号的差值； 

D₂为所述左下测量爪11对应的位移传感器15和所述右下测量爪12对应的位移传感器15之间的传输数字信号差值的最大值， 

θ为理论半螺旋升角， 

φ为理论半锥角。 

如图3所示使用本发明便携式石油管外螺纹锥度测量仪的数学原理图，其中，为了便于理解图3中螺纹部分未画，螺旋升角有意放大，本领域普通技术人员可知螺纹具有一定的螺旋升角，本发明是将测头置于相应的螺纹槽中，因此在旋转过程中，其轨迹是沿螺旋升角行进的，按照锥度的定义应该是图3中DE（直径）减去AB（直径）；而实际测量出的是DF和AC，因此要进行必要的修正方可得到相应的锥度。 

本发明的数学原理是：如图3所示，通过测量爪与滑杆处装配的位移传感器15采集到的数据，在所设计的单片机上实现减法运算得到D₁和D₂，其中，单片机减法运算得到左下测量爪11和右下测量爪12之间的位移传感器15传输数字信号差值的最大值D₂，同时减法运算得到左上测量爪13和右上测量爪14之间的位移传感器15传输数字信号的差值D₁。理论上锥度是指螺纹中径在单位长度上的增加量，通常指螺纹中径在一英寸长度上的增加量。实测锥度为D₁-D₂，但考虑螺纹升角影响因素，依据三角函数关系将实测锥度D₁-D₂进行修正，修正后的锥度最后通过数字显示屏6显示，为(D₁-D₂)cos(θ+φ)/cosφ，θ为理论半螺旋升角，φ为理论半锥角，cos(θ+φ)/cosφ为修正系数，在石油管螺纹中，确定的螺纹类型对应唯一的理论螺旋升角和理论锥角，因此也对应唯一的修正系数，修正系数的选取通过螺纹类型选择按钮5来选择。如图2a及图2b所示，本发明所述便捷式石油管外螺纹锥度测量仪测量过程： 

首先，根据所测量石油管外螺纹接头17尺寸调整左滑杆9和右滑杆10在主杆1上的位置，保证在整个测量过程中，所有测头16均在所测石油管外螺纹接头17对应的螺纹槽内；在开始测量前，先打开电源开关按钮3，根据被测石油管外螺纹接头17螺纹类型再按下螺纹类型选择按钮5，最后按下回零按钮4；拉动左下测量爪11和左上测量爪13，使上述测量爪测头16置于石油管外螺纹接头17的螺纹槽内，保证左滑杆9与被测石油管外螺纹接头17轴线平行，主杆1与石油管外螺纹接头17端面平行；右下测量爪12和右上测量爪14在方向相反的对测螺纹槽内做小圆弧摆动，通过单片机减法运算得到左下测量爪11和右下测量爪12之间的位移传感器15传输数字信号差值的最大值D₂，同时减法运算得到左上测量爪13和右上测量爪14之间的位移传感器15传输数字信号的差值D₁。经数学修正后，最后在数字显示屏6上显示锥度为(D₁-D₂)cos(θ+φ)/cosφ。 

上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。 

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。 

Claims (3)

1.一种便携式石油管外螺纹锥度测量仪，其特征在于，包括主杆、滑杆、锁紧螺钉、测量爪、位移传感器、测头及数字显示盒，其中，所述测量爪、所述测头球心、所述主杆以及所述滑杆均在同一平面上；

所述主杆包括两根管体及两个挡块，所述两根管体等长，所述两根管体在同一平面相互平行且间隔设置，所述两个挡块分别设置在所述两根管体的两端；

所述滑杆包括左滑杆和右滑杆，所述左滑杆和所述右滑杆均垂直套接所述两根管体上，并且均与所述两根管体形成间隙配合，所述锁紧螺钉包括左锁紧螺钉和右锁紧螺钉，所述左滑杆通过所述左锁紧螺钉与所述主杆锁定，所述右滑杆通过所述右锁紧螺钉与所述主杆锁定；

所述测量爪包括左下测量爪、左上测量爪、右下测量爪和右上测量爪，所述测量爪均与所述主杆平行，所述测量爪均等长，所述测量爪内均安装有弹簧，使得所述测量爪始终受指向所述测头的力，其中，所述左下测量爪和所述左上测量爪分别装配在所述左滑杆上，所述右下测量爪和所述右上测量爪分别装配在所述右滑杆上，所述左下测量爪和所述右下测量爪距所述主杆的距离相等，所述左下测量爪和所述左上测量爪相距一英寸，右下测量爪和右上测量爪相距一英寸；

所述位移传感器包括四个，所述四个位移传感器分别设置在所述测量爪与其相对应的所述滑杆的连接处；

所述测头包括四个，所述四个测头分别与所述测量爪的测量端螺纹连接，在未工作状态下，所述左测下测量爪及所述左上测量爪对应的两个测头连线、以及所述右测下测量爪及所述右上测量爪对应的两个测头连线均垂直于所述主杆；

所述数字显示盒设置在所述主杆的中间，所述数字显示盒中设有单片机，所述数字显示盒上设有电源开关按钮、回零按钮、螺纹类型选择按钮和数字显示屏。

2.根据权利要求1所述的便携式石油管外螺纹锥度测量仪，其特征在于，所述所有的位移传感器、所述单片机以及所述数字显示盒之间通过电缆形成电路。

3.根据权利要求1或2所述的便携式石油管外螺纹锥度测量仪，其特征在于，测得的石油管外螺纹锥度通过修正后为(D₁-D₂)cos(θ+φ)/cosφ，并通过所述数字显示盒上的所述螺纹类型选择按钮选择对应的修正系数cos(θ+φ)/cosφ，

其中：

D₁为所述左上测量爪对应的位移传感器和所述右上测量爪对应的位移传感器之间的传输数字信号的差值；

D₂为所述左下测量爪对应的位移传感器和所述右下测量爪对应的位移传感器之间的传输数字信号差值的最大值，

θ为理论半螺旋升角，

φ为理论半锥角。

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