Хвостовик в бурении это

samaraburenie.ru

хвостовик для бурильных установок, предназначенный для бурения по коренным породам - патент РФ 2320839

Изобретение относится к области горного дела, а именно к хвостовику для бурильных машин для бурения по коренным породам. Хвостовик содержит удлиненный цилиндрический корпус, который содержит два концевых участка, из которых первый участок имеет резьбу для соединения хвостовика с бурильной колонной, а второй участок имеет средство для передачи вращающего момента хвостовику и бурильной колонне. Корпус внутри имеет проходящий в осевом направлении промывочный канал, который оканчивается в выходном отверстии в первом концевом участке корпуса и в который можно вводить промывочную среду, по меньшей мере, через одно радиально направленное отверстие боковой промывки. Радиально внешний ограничивающий край отверстия боковой промывки проходит по траектории, которая является по существу выпуклой, и каждый конец отверстия является изогнутым более, чем другие части ограничивающего края. Обеспечивает снижение до минимума количества поломок, обусловленных конфигурацией отверстия боковой промывки. 6 з.п. ф-лы, 7 ил.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение касается хвостовика для бурильных установок для бурения по коренным породам, содержащего удлиненный цилиндрический корпус, имеющий средний участок и два концевых участка, из которых первый концевой участок имеет резьбу для соединения хвостовика с удлинительной втулкой бурильной колонны, а второй концевой участок имеет средство для передачи вращающего момента хвостовику и бурильной колонне, причем внутри этого корпуса выполнен проходящий в осевом направлении промывочный канал, который оканчивается в выходном отверстии в первом концевом участке корпуса и в котором промывочную среду можно вводить по меньшей мере через одно радиальное отверстие боковой промывки, которое может быть закрыто промывочной головкой.

Обычные хвостовики (см., например, патент Швеции SE 432460) для ударного бурения по коренным породам описанного выше типа содержат сформированную резьбу в области первой торцевой поверхности или выходного конца для расцепляемого соединения хвостовика с бурильной колонной обычно через удлинительную втулку. На противоположной второй торцевой поверхности корпус имеет концевую секцию из твердого материала, относительно которого действует ударный поршень, встроенный в бурильную установку. В связи с этой твердой концевой секцией также использован набор шпоночных канавок для кручения или вращения хвостовика и бурильной колонны. В известных хвостовиках осевой промывочный канал производят просто с помощью сверления отверстия от одной торцевой поверхности в твердом по существу цилиндрическом металлическом корпусе. Затем дрель подают внутрь от первого конца цилиндрического металлического корпуса до точки, расположенной на соответствующем расстоянии от противоположного второго конца корпуса, чтобы оставить твердую секцию корпуса между нижней частью отверстия и торцевой поверхностью, относительно которой действует поршень.

Осевой промывочный канал открыт радиально наружу в области между шпоночными канавками и первой торцевой поверхностью посредством отверстия боковой промывки. Отверстие боковой промывки образует впускное отверстие для промывочной среды типа воды или воздуха. Отверстие боковой промывки имеет удлиненное поперечное сечение и проходит перпендикулярно осевому промывочному каналу.

Из патента Великобритании GB 2212747 известен хвостовик, отверстие боковой промывки которого не проходит перпендикулярно осевому промывочному каналу.

Известные хвостовики имеют недостатки, заключающиеся в преждевременных поломках, которые могут происходить из-за конфигураций соответствующего отверстия боковой промывки.

Цели и признаки изобретения

Настоящее изобретение направлено на устранение представленных выше недостатков ранее известных хвостовиков и создание улучшенного хвостовика. Таким образом, главная цель изобретения состоит в снижении до минимума количества поломок, которые могут происходить из-за конфигураций отверстия боковой промывки. Согласно изобретению, эта цель достигнута благодаря признаку, обозначенному в отличительной части п.1 формулы изобретения.

В зависимых пунктах формулы изобретения дополнительно определены предпочтительные варианты осуществления изобретения.

Краткое описание прилагаемых чертежей

Фиг.1A изображает вид сбоку хвостовика согласно настоящему изобретению.

Фиг.1B изображает часть хвостовика согласно фиг.1A.

Фиг.1C схематично изображает промывочное отверстие.

Фиг.2A изображает на виде сбоку альтернативный вариант осуществления хвостовика согласно настоящему изобретению.

Фиг.2B изображает часть хвостовика согласно фиг.2A.

Фиг.2C изображает осевое сечение по линии C-C на фиг.2B.

Фиг.3 изображает альтернативный вариант осуществления промывочного отверстия на виде, соответствующем фиг.1B.

Подробное описание предпочтительного варианта осуществления изобретения

Хвостовик 10, показанный на фиг.1A, содержит удлиненный корпус 11 главным образом цилиндрической формы, материал которого изготовлен из одного или нескольких металлов, типа стали. Хвостовик 10 имеет центральную линию CL. Внутри корпуса выполнен проходящий в осевом направлении промывочный канал 12. Этот канал расположен в центре корпуса 11. Промывочную среду, например, воду или воздух, можно вводить в канал через радиально направленное отверстие 14 боковой промывки, которое практически закрыто так называемой промывочной головкой (не показанной), причем эта промывочная среда может подаваться через устройство подачи (не показано). Осевой промывочный канал 12 представляет собой глухой канал, который оканчивается в выходном отверстии 16 у первого конца 17 корпуса. Резьба 18 для подсоединения хвостовика с помощью удлинительной втулки к бурильной колонне выполнена на конце 17. Резьба 18 представляет собой в общем трапецеидальную или круглую резьбу для ударного бурения по коренным породам. На противоположном, втором конце 19 хвостовика имеется плоская торцевая поверхность 20, относительно которой направляется поршень (не показан) бурильной установки для оказания воздействия. От этой плоской поверхности 20 динамического воздействия проходят шпоночные канавки 21, с помощью которых хвостовик можно подсоединять к механизму в бурильной установке для вращения хвостовика и бурильной колонны.

Фиг.1B и 1C изображают отверстие 14 боковой промывки в хвостовике 10 согласно настоящему изобретению. Отверстие 14 боковой промывки имеет модифицированную конфигурацию по сравнению с обычными хвостовиками. Радиально внешний ограничивающий край отверстия 14 боковой промывки следует по траектории, которая является выпуклой, предпочтительно овальной, или наиболее предпочтительно, по существу эллиптической. Под термином "ограничивающий край" здесь предполагается линия пересечения между поверхностью оболочки корпуса 11 и отверстием 14 боковой промывки. Отверстие 14 боковой промывки изготовлено, например, с помощью торцевой фрезы, и это означает, что осевые концы 22, 23 отверстия имеют наименьший радиус кривизны и, следовательно, лежат на большой оси эллипса, в то время как точки 24, 25 максимумов длинных сторон, следовательно, лежат на малой оси L эллипса. Большая ось S эллипса обеспечена предпочтительно параллельно средней линии переходной муфты хвостовика. Ограничивающий край следует по выпуклой траектории на среднем участке отверстия 14, которая является идентичной с обеих сторон от большой оси S.

Отверстие боковой промывки по существу направлено перпендикулярно относительно центрального промывочного канала, и этот резкий переход приводит к эрозии подобно повреждениям в стенке отверстия. Повреждения зависят от кавернообразования, особенно на осевых торцевых стенках отверстия боковой промывки, где из-за направленного внутрь потока возникает эрозионная коррозия.

Наклонное отверстие боковой промывки в известном хвостовике имеет острые углы, на которых возникает дополнительная глубокая науглероженная зона. Из-за науглероженного слоя, являющегося твердым и ломким, там часто происходят повреждения. Эти повреждения воздействуют, в свою очередь, как точки инициирования для усталостных трещин, которые распространяются в осевом направлении, в конце концов, приводя к поломке. Поскольку эти поломки случаются внутри бурильной установки, они могут вызывать повреждения дорогостоящей установки, и чтобы избегать этого в местах, где возникает эта проблема, обычно хвостовики удаляют прежде, чем они изнашиваются.

При ударном бурении по коренным породам производится ударная волна, которая распространяется через хвостовик и другие задействованные компоненты прежде, чем она наконец достигает скальной породы. Для получения эффективного бурения, т.е. желательно установить хорошее взаимодействие между буровой коронкой и скальной породой, которое происходит посредством тангенциальной силы, и благодаря повороту буровой коронки в новое положение прежде, чем распространяется следующая ударная волна. Ударные волны, тангенциальная сила и вращающий момент следует непрерывно приспосабливать к текущим условиям, поскольку жесткость скальной породы обычно изменяется, что приводит к изменяющимся состояниям деформации в задействованных компонентах.

При помощи метода конечных элементов был проведен анализ напряжения области вокруг промывочного отверстия. Предпосылка проблемы заключается в том, что в известных конструкциях трещины инициировались и росли по существу в двух направлениях, что позже приводило к поломке, которая вызывала простой. Анализ конечных элементов нацелен на исследование возможностей понижения уровня напряжения в области вокруг промывочного отверстия через альтернативную конструкцию промывочного отверстия и, таким образом, вносит вклад в увеличение ресурса. Отправной точкой для анализа было сравнение уровня напряжения для промывочного отверстия в известном хвостовике согласно патенту Швеции №432460 и промывочного отверстия в хвостовике согласно настоящему изобретению. Это показало возможность понизить уровень пиков напряжения вокруг периферии отверстия до 52% и, таким образом, внести вклад в увеличение ресурса для хвостовика.

Эллипс, показанный на фиг.1B и 1C, по существу описывается формулой

x²/a² +y²/b²=1,

где 2a - длина большой оси S, а 2b - длина малой оси L эллипса, тогда как x и y представляют собой значения относительно начала, расположенного в центре эллипса. Каждый конец 22, 23 может быть изогнут с радиусом R, например, как показано на фиг.1B.

Альтернативный вариант осуществления хвостовика 10 согласно настоящему изобретению, показанный на фиг.2A, 2B и 2C, содержит такие же детали, как описанный выше хвостовик, за исключением отличий, существующих в отношении отверстия 14 боковой промывки. Радиально внешний ограничивающий край отверстия 14 содержит два проектируемых эллипса 34 , 44 , которые, например, выфрезерованы с помощью торцевой фрезы под углом в 30° относительно перпендикуляра N к центральной линии CL. Два проектируемых эллипса накладываются друг на друга. Осевые концы 22 , 23 отверстия 14 определены некоторым радиусом в интервале 2-5 мм.

Посредством закругления кромок радиально внешнего участка 114 отверстия боковой промывки типа, изображенного на фиг.3, дополнительно избегают критически укороченных сопряжений. У отверстия снимают фаску, например, с помощью той же самой торцевой фрезы, которую использовали, чтобы произвести отверстие. Это означает, что торцевую фрезу во время обработки на станке перемещают в осевом направлении, а также она находится под углом относительно перпендикуляра к центральной линии CL хвостовика.

Во всех вариантах осуществления каждый конец 22, 23, 22 , 23 отверстия 14; 14 изогнут больше, чем другие части ограничивающего края. То есть концы изогнуты больше, чем средний участок отверстия. Упомянутые концы не должны быть идентичными.

Изобретение не ограничено тем, что было описано, и конструкцией, показанной на чертежах. Таким образом, хвостовик можно собирать больше, чем из двух составных частей, предпочтительно из разных материалов, например, посредством сварки трением.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Хвостовик для бурильных установок, предназначенный для бурения по коренным породам, содержащий удлиненный цилиндрический корпус (11; 11 ), имеющий два концевых участка (17, 19; 17 , 19 ), при этом первый концевой участок (17; 17 ) имеет резьбу (18; 18 ) для соединения хвостовика с бурильной колонной, второй концевой участок (19; 19 ) имеет средство (21; 21 ) для передачи вращающего момента хвостовику и бурильной колонне, корпус имеет проходящий в нем в осевом направлении промывочный канал (12; 12 ), который оканчивается в выходном отверстии (16; 16 ) в первом концевом участке (17; 17 ) корпуса и промывочная среда вводится через, по меньшей мере, одно по существу радиально направленное отверстие (14; 14 ) боковой промывки, имеющее концы, отличающийся тем, что радиально внешний ограничивающий край отверстия (14; 14 ) боковой промывки проходит по траектории, являющейся по существу выпуклой, и каждый конец (22, 23; 22', 23 ) отверстия (14; 14 ) является изогнутым более чем другие части ограничивающего края.

2. Хвостовик по п.1, отличающийся тем, что радиально внешний ограничивающий край отверстия (14; 14 ) боковой промывки проходит по траектории, являющейся по существу эллиптической.

3. Хвостовик по п.1 или 2, отличающийся тем, что каждый конец (22, 23; 22 , 23 ) отверстия (14; 14 ) изогнут с радиусом (R).

4. Хвостовик по п.1 или 2, отличающийся тем, что радиально внешний ограничивающий край отверстия (14 ) боковой промывки содержит два эллипса (34 , 44 ), перекрывающие друг друга.

5. Хвостовик по п.1 или 2, отличающийся тем, что осевые концы (22 , 23 ) отверстия 14 определены радиусом в интервале 2-5 мм.

6. Хвостовик по п.4, отличающийся тем, что эллипсы (34 , 44 ) образуют угол относительно перпендикуляра (N) к центральной линии (CL) хвостовика.

7. Хвостовик по любому из пп.1, 2, 6, отличающийся тем, что ограничивающий край в среднем участке отверстия (14; 14 ) проходит по выпуклой траектории, являющейся идентичной с обеих сторон от ее большой оси (S).

www.freepatent.ru

Технология спуска и крепления хвостовиков при сплошном цементировании заколонного пространства.

При проектировании строительства бокового ствола производится расчет проходимости колонн – хвостовиков. Типичная колонна показана на рисунке

Подготовка бокового ствола к спуску хвостовика является важной и ответственной операцией, которая определяет в конечном итоге успех и качество крепления хвостовика.

В процессе бурения бокового ствола вскрытые зоны поглощения / проявления должны быть ликвидированы в соответствии с действующими инструкциями.

Боковой ствол прорабатывается компоновкой инструмента, жесткость которого должна быть больше жесткости хвостовика. Для максимального удаления шлама из ствола в процессе проработки, стараются поддерживать турбулентный режим течения бурового раствора в затрубном пространстве. Если позволяет прочность труб и кривизна скважины, то необходимо производить вращение и расхаживание бурильного инструмента. Данная операция способствует лучшему удалению шлама.

При малых кольцевых зазорах (9 – 14мм) между стенками скважины и стенкой хвостовика необходимо произвести расширку бокового ствола.

При большой интенсивности изменения кривизны ствола (более 2° на 10 метров) и осложненности стенок скважины, боковой ствол дополнительно шаблонируют спуском секции обсадной трубы (30 – 50 метров)

Промывка скважины перед цементированием осуществляется при турбулентном режиме течения бурового раствора не менее двух циклов.

Для предотвращения нарушения устойчивости стенок скважины, снижения эффекта свабирования и снижения давления на продуктивный пласт в связи с малым зазором скорость спуска должна быть ограничена до следующих значений:

· 0,2 – 0,8 м/с при спуске до устья бокового ствола

· 0,1 – 0,5 м/с при спуске в боковом стволе

Порядок дальнейших работ по спуску хвостовика сводится к следующим операциям:

· спускают хвостовик, подсоединяют разъединитель колонн, доливают колонну промывочной жидкостью и фиксируют вес колонны по индикатору ГИВ-6. Под разъединителем на первой трубе должен быть установлен центратор.

· Соединяют разъединитель с бурильным инструментом и продолжают спуск колонны. При обнаружении посадки производят промывку с расхаживанием. В случае отрицательного результата производят полный подъем хвостовика и готовят боковой ствол заново.

· При спуске хвостовика запрещается его вращение

· При подходе хвостовика к забою давление промывки не должно превышать давления открытия промывочных окон минус 2 МПа. Значение уточняется с учетом характеристик разъединителя, указанных в паспорте.

· Обеспечивают подгонку колонны из расчета, что верхний срез колонны над столом ротора должен быть не более 0.5 – 1.2 метра . Производят посадку колонны на стол ротора с помощью элеватора.

После промывки скважины закрепить цементировочную головку с переходным квадратом. Установить в ней верхнюю продавочную пробку.

Порядок цементирования хвостовика:

· Закачивают в скважину буферную жидкость соответствующей рецептуры в расчетном объеме. По имеющимся рекомендациям буферная жидкость должна занимать не менее 10% длины цементируемого заколонного пространства.

· Затворяют цемент в расчетном объеме и согласно разработанным рецептурам

· По окончанию закачивания цементного раствора в скважину освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку и производят закачку продавочной жидкости. При стыковке верхней продавочной пробки с нижней происходит скачек давления на 3 МПа, срезаются шпильки , удерживающие пробку в корпусе разъединителя и далее движение происходит в состыкованном виде (верхней и нижней пробки) и продавка продолжается на расчетный объем до получения давления «стоп».

· Для повышения качества цементирования, при большой кривизне ствола (более 2° на 10 метров) небольшой длине хвостовика менее 300 метров, рекомендуется производить расхаживание хвостовика в процессе цементирования. Расхаживание производится на 1.5 – 3.0 метра при минимальной скорости подачи инструмента

Пакерование и подвеска хвостовика производится повышением давления до 10 МПа. При этом срезаются штифты и выдвигаются шлипсы якоря, разгружают колонну на 20 – 30 кН по показаниям ГИВ, после чего необходимо убедится в заклинивании якоря. Дальнейшим повышением давления до 16 МПа производят пакеровку заколонного пространства. Пакер должен быть установлен от верхней кромки окна не менее 10 метров.

Разъединение хвостовика и бурильного инструмента при помощи цангового разъединителя производится следующим образом:

· Повышают давление до указанной в инструкции величины, выдавливают заглушки промывочных окон разъединителя. Создают циркуляцию

· Отвинчивают цементировочную головку и спускают в колонну запорную пробку

· Навинчивают ведущую трубу, подвешивают колонну, по истечении 20 минут срабатывает разъединитель, что отмечается падением веса на ГИВ.

· Приподнимают инструмент, создают циркуляцию на малой скорости, следя за давлением: скачек выше 8 МПа и мгновенная пульсация циркуляции информирует о разъединении.

В случае применении резьбового разъединителя работы проводятся следующим образом:

· По окончании затворения и закачки цементного раствора в скважину, освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку и нагнетают продавочную жидкость. Фиксируют скачек давления при стыковке верхней и нижней пробки

· Продолжают продавку до получения сигнала «стоп». При этом давление должно превышать рабочее давление цементирования на 2 – 3 МПа. Проверяют работу обратного клапана. Подвешивают и запакеровывают хвостовик.

· Присоединяют ведущую трубу и разгружают инструмент на величину веса хвостовика. Вращают инструмент в правую сторону на 20 – 30 оборотов. Фиксируют отсоединение по падению веса на ГИВ, появлению циркуляции с уменьшиной величиной давления.

Заключительные работы проводятся по следующей схеме:

· После ОЗЦ (в течении 1 суток) разбуривают цементный стакан, оставшийся после срезки цементного раствора на голове хвостовика и промывают скважину до забоя

· Проводят геофизические работы по определению качества цементного камня за колонной, АКЦ

· Производятся работы по вторичному вскрытию продуктивного пласта согласно утвержденного плана

· Оформляют документацию

studopedia.net

Хвостовики свёрл и буров — Википедия

Хвостовик — часть сверла или бура, зажимаемая в патроне дрели, станка или строительного перфоратора, продолговатый выступ на конце клинка, служащий для крепления рукояти.

Четырёхгранные хвостовики[править | править код]

Такой хвостовик вошёл в практику с 1850 года. Первоначально хвостовик в форме усечённой четырёхгранной пирамиды просто вставлялся в отверстие соответствующей формы в шпинделе дрели и фиксировался винтом. Затем появились разного рода патроны, приспособленные для зажима таких хвостовиков. Свёрла с такими хвостовиками широко использовались для коловоротов.

Современные трёхкулачковые патроны, устанавливаемые на большинстве выпускаемых дрелей, не могут надёжно зажать такое сверло и не могут его центрировать. Преимуществами такого типа хвостовиков является простота изготовления кузнечным способом, устойчивость к прокручиванию.

Цилиндрические хвостовики[править | править код]

Наиболее распространённый тип хвостовиков для дрелей в наше время. Как правило, диаметр хвостовика соответствует диаметру сверла, но в некоторых случаях хвостовик толще сверла (для более надёжной фиксации свёрл небольших диаметров) или тоньше сверла (для свёрл больших диаметров, которые надо зажать в стандартный кулачковый патрон). Недостатком такого типа свёрл является невозможность передачи относительно большого вращающего момента из-за проскальзывания хвостовика, однако, с другой стороны, это является своеобразной защитой инструмента при заклинивании сверла в рабочем материале.

Шестигранные (гексагональные, hex) хвостовики[править | править код]

Хвостовик такого сверла позволяет передавать большие вращающие моменты из-за стойкости к проворачиванию. В ряде случаев может зажиматься как трёхкулачковым патроном, так и вставляться в держатель для отвёрток-вставок 1/4 дюйма (это ускоряет замену сверла). Для надёжного крепления в держателе такие хвостовики должны соответствовать геометрии приводного наружного шестигранника отвёртки-вставки и должны быть снабжены широкой канавкой для пружинной фиксации по ISO 1173 E6.3 или канавкой для пружинной фиксации по ISO 1173 C6.3. В этом случае такие свёрла могут применяться при работе аккумуляторными отвёртками, винтовёртами и другими специализированными инструментами, не имеющими кулачкового патрона. С хвостовиком такого типа (хотя не обязательно соответствующим размеру 1/4 дюйма) выпускаются не только спиральные, но и перьевые свёрла, свёрла Форстнера и др.

Фирмы Festool и Protool выпускают свёрла с шестигранным хвостовиком особой разновидности — схожие по геометрическим размерам, но со слегка скруглённым гранями (свёрла Centrotec). Такое сверло можно вставить как в держатель Centrotec, так и в обычный держатель, но обычные сверла не входят в держатель Centrotec. Использование свёрл Centrotec уменьшает общий недостаток свёрл с шестигранным хвостовиком — меньшую точность при использовании не кулачкового патрона, а держателя 1/4 дюйма.

Хвостовики SDS[править | править код]

Хвостовики SDS (нем. Steck – Dreh – Sitzt — «вставь», «поверни» и «бур закреплён», в англоязычных странах расшифровывается как англ. Special Direct System — «специальная направляющая система») были разработаны фирмой Bosch для быстрой смены буров в строительных перфораторах. Существует пять разновидностей таких хвостовиков^[1][2]:

SDS

Хвостовик диаметром 10 мм с двумя открытыми желобками ( для направляющих клиньев ) , который на 40 мм вставляется в патрон перфоратора. Такой хвостовик на 100 % совместим с хвостовиком SDS-plus.

SDS-plus

Наиболее распространённый тип хвостовиков диаметром 10 мм, который на 40 мм вставляется в патрон перфоратора. Имеет четыре паза (два открытых для направляющих клиньев и два закрытых для фиксации стопорными шариками). Площадь контакта клиньев составляет 75 мм². Буры с таким хвостовиком применяются на лёгких строительных перфораторах, минимальная длина буров с таким хвостовиком около 110 мм и максимальная — 1000 мм. Диаметр бура обычно от 4 до 32 мм (наиболее распространены диаметры 6, 8, 10 и 12 мм). Стандарт был введён фирмой Bosch в 1977-м году^[3][4] (по другим данным^[5] — в 1975-м году). Уже в 1998-м году было продано более 10 миллионов перфораторов этого стандарта^[4].

SDS-top

Мало распространённый тип хвостовика для перфораторов среднего размера. Имеется два закрытых и два открытых паза. Диаметр хвостовика 14 мм, он вставляется в патрон на 70 мм, площадь контакта клиньев составляет 212 мм². Диаметр бура обычно от 4 до 32 мм. Введён фирмой Bosch в 1999-м году^[6], чтобы решить проблему выхода из строя хвостовиков SDS-plus при сверлении отверстий свыше 16 мм. Для работы бурами SDS-top используются перфораторы четырёхкилограммового класса со сменным патроном (патрон SDS-plus меняется на патрон SDS-top).

SDS-max

Второй по распространённости тип хвостовика, предназначен для буров большого диаметра (обычно более 20 мм), используемых в тяжёлых перфораторах. Диаметр хвостовика 18 мм, площадь контакта клиньев составляет 389 мм², имеется три открытых и два закрытых паза, хвостовик вставляется в патрон на 90 мм. Стандарт был представлен фирмой Bosch публике в Кёльне в 1989-м году^[7] и начал применяться с 1990-го года^[3][4].

SDS-quick

Введённый в 2008 году фирмой Bosch тип хвостовика для буров, вместо пазов применяются выступы. В держатель такого хвостовика также можно вставлять биты и свёрла с шестигранным хвостовиком 1/4 дюйма. На начало 2010 года применяется только для перфоратора Bosch Uneo. В продаже есть буры диаметром от 4 до 10 мм.

SDS-hex

Применяется только для пик и долот в отбойных молотках, в то время как остальные SDS могут использоваться также и для буров.

Шлицевые хвостовики[править | править код]

Spline

Функциональный аналог SDS-Max, распространен в Северной Америке.

Свёрла с хвостовиками такого типа могут зажиматься в стандартные трёхкулачковые патроны и имеют то преимущество, что позволяют передавать большие вращающие моменты из-за стойкости к проворачиванию.

Используются главным образом в промышленном ручном инструменте и станках.

Хвостовик клинка — продолговатый выступ на конце клинка, служащий для крепления рукояти. Частью клинка не является, но составляет вместе с ним так называемую полосу^[8]. Для крепления рукояти применяются два основных способа: всадной, при котором втулка рукояти насаживается на хвостовик, и накладной, при котором хвостовик с двух сторон обкладывается выпуклыми плоскостями (щёчками) рукояти. При всадном способе рукоять закрепляется навершием (клёпкой или гайкой), при накладном щёчки рукояти крепятся двумя — тремя заклёпками.^[9]

ru.wikipedia.org

хвостовик для бурения - это... Что такое хвостовик для бурения?

хвостовик для бурения

Drilling: drill-down liner

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

• хвостовик ведущего валика
• хвостовик для гидромониторного бурения

Смотреть что такое "хвостовик для бурения" в других словарях:

• Вращательно-ударное бурение —         (a. rotary percussion drilling; н. Drehschlagbohren; ф. forage rotopercutant; и. sondeo por rotacion percusion) процесс разрушения породы при бурении шпуров и скважин прижатым к забою c большим осевым усилием и непрерывно вращающимся… …   Геологическая энциклопедия

• Сверло — Сверло  режущий инструмент, с вращательным движением резания и осевым движением подачи, предназначенный для выполнения отверстий в сплошном слое материала. Свёрла могут также применяться для рассверливания, то есть увеличения уже имеющихся,… …   Википедия

• Бурильный молоток —         перфоратор (a. hammer drill; н. Bohrhammer; ф. marteau perforateur; и. taladro de percusion) машина ударного действия для бурения шпуров (реже скважин). Совр. Б. м. представляет собой машину молоткового типа, в к рой поршень ударник,… …   Геологическая энциклопедия

• корпус — 3.5 корпус: Основной элемент конструкции, на котором размещают посадочные места и который крепится к качающейся опоре. Источник: ГОСТ Р 52299 2004: Оборудование детских игровых площадок. Безо …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Мотобур —         (a. self propelled drilling rig; н. Motorbohrmaschine; ф. engin de forage autonome; и. perforadora sobre carro) автономная бурильная машина вращательного или ударно поворотного действия c двигателем внутреннего сгорания для бурения мелких …   Геологическая энциклопедия

• Буровая скважина —         (a. well, drilling hole; н. Bohrloch; ф. trou de forage; и. agujero, pozo de sondeo) горн. выработка преим. круглого сечения (диаметр 59 1000 мм), образуемая в результате бурения. Б. с. разделяют на мелкие глуб. до 2000 м (из них… …   Геологическая энциклопедия

• Газовая скважина —         (a. gas well; н. Gasbohrloch, Gasbohrung, Gassonde; ф. sondage а gaz; и. pozo de gas) служит для вскрытия газового пласта и извлечения из него газа, a также для закачки газа в подземное хранилище и последующего его отбора. Г. c.… …   Геологическая энциклопедия

universal_ru_en.academic.ru

Смотрите также

• 
  Установка цементного моста в скважине
• 
  Программа расчета насоса для скважины
• 
  Как хлорировать воду в скважине
• 
  Как запустить насосную станцию для подачи воды из скважины проблемы
• 
  Расход глины бентонитовой при горизонтальном бурении
• 
  Бурение с забойным двигателем
• 
  Устройство эцн для нефтяных скважин
• 
  Бурение скважин на воду в приютово
• 
  Глушение скважины это
• 
  Автомат для насоса скважины
• 
  Стоп кольцо в скважине