Способ проводки ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы


 


Владельцы патента RU 2474669:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. При проводке ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы выполняют проходку вертикального участка. Проходку участка начального искривления осуществляют с набором и стабилизацией зенитного угла менее 60°, при помощи навигационной телеметрической системы. Используют промывочную жидкость, в которой в качестве основы идет глинистая промывочная жидкость плотностью ρ=1250-1400 кг/м3 с добавлением модифицированного дисперсного кремнезема в количестве 0,1-0,3 об.%. Осуществляют спуск обсадной колонны в скважину с входом в верхний известняк и цементируют заколонное пространство. Производят вскрытие продуктивной части бурением ствола на полимер-глинистом растворе плотностью ρ = от 1112 до 1200 кг/м3 с набором зенитного угла, необходимого для выхода на горизонталь в середине проектного пласта. Исключает случаи тяжелых аварий при проходке неустойчивых пород под большим зенитным углом. 1 ил.

 

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения.

Известен способ проходки горизонтальной скважины (Патент РФ №2159318, опубл. 20.11.2000 г.), включающий проходку вертикального участка, участка начального искривления и бурение горизонтального участка, при этом стабилизацию зенитного угла осуществляют до интервала устойчивых горных пород, расположенных ниже подошвы продуктивного пласта, а добор зенитного угла до 80°, и бурение горизонтального участка осуществляют на длину, обеспечивающую после набора зенитного угла более 90° вскрытие продуктивного пласта в проектной точке с последующей проходкой наклонного или горизонтального участка в продуктивном пласте.

Следует отметить, что в описании к этому патенту отсутствуют рекомендации по безаварийной проходке глинистых горных пород, в частности, кыновского горизонта при бурении горизонтальных скважин на девонские отложения.

Известен также способ бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем (Патент РФ №2278939, опубл. 27.06.2006 г.). Способ включает проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола.

Общим недостатком вышеуказанных способов является то, что они не учитывают ряд проблем при вскрытии бурением кыновских глин при строительстве горизонтальных скважин на девонские отложения, которое сопровождается, как известно, осложнениями ствола скважины осыпаниями, обвалами и кавернообразованиями, в результате чего из-за обрушения свода наклонного ствола скважины перекрывается кольцевой канал горной породой, отсюда и прихват бурильного инструмента. Несмотря на большие затраты времени, труда и материальных ресурсов, связанные с проработкой, освобождение его бывает безуспешным. В частности, в технологии строительства наклонных и горизонтальных скважин по известным патентам не предусмотрено, под каким зенитным углом вскрываются кыновские глины, характер движения потока промывочной жидкости в кольцевом канале, какой промывочный буровой раствор использован при этом, поскольку под действием бурового раствора происходит также разрушение ствола скважины в результате ухудшения механических свойств кыновских аргиллитов и приводящий также к прихвату бурильной колонны. При этом также не предусмотрено создание и контролирование необходимой нагрузки на долото при бурении винтовым забойным двигателем с большим смещением забоев от устья скважины для ускоренного прохода кыновских глин.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства горизонтальной скважины на девонские отложения, который включает проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола. Для уменьшения вероятности прихвата бурильного инструмента глины кыновского горизонта проходят под зенитным углом менее 60°, причем если зенитный угол составляет 50-60°, тогда обсадную колонну спускают в скважину с входом в верхний известняк и цементируют, а если зенитный угол составляет 45-40° и менее, тогда скважину обсаживают обсадной колонной и цементируют после достижения забоя скважины продуктивного горизонта бурением по проектному профилю. Конкретное значение зенитного угла входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта определяют расстоянием от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта и радиусом искривления при наборе кривизны в этом интервале до необходимого ее значения (Патент РФ №2421586, опублик. 20.06.2011 - прототип).

Недостатком известного способа является появление осложнений и даже аварий при прохождении неустойчивых пород вышележащего горизонта под большим зенитным углом.

Задачей предлагаемого изобретения является предотвращение возникающих осложнений и исключения случаев тяжелых аварий при прохождении неустойчивых пород под большим зенитным углом.

Задача решается тем, что в способе проводки ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором и стабилизацией зенитного угла менее 60°, спуск обсадной колонны в скважину с входом в верхний известняк и цементирование заколонного пространства, проходку участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, согласно изобретению, проводку участка начального искривления осуществляют с применением стабилизирующей компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) и промывочной жидкости с устойчивыми параметрами на глинистом буровом растворе, в котором использована в качестве основы глинистая промывочная жидкость плотностью ρ=1250-1400 кг/м3 с добавлением модифицированного дисперсного кремнезема в количестве 0,1-0,3 об.%, набор зенитного угла до 60° производят при помощи навигационной телеметрической системы, проводку ведут при расходе промывочной жидкости от 12 до 15 л/с, вскрытие продуктивной части производят бурением ствола на полимер-глинистом растворе плотностью ρ=1112-1200 кг/м3 с набором зенитного угла, необходимого для выхода на горизонталь в середине проектного пласта.

Сущность изобретения

Как показала практика строительства горизонтальной скважины на девонские отложения, особую трудность, вызванную осложнением, в частности, осыпанием, кавернообразованием, обрушением и прихватом бурильного инструмента, представляет проходка кыновского горизонта, толщина которого составляет от 16 до 35 м, который является покрышкой нефтеносных залежей пашийского горизонта и живетского яруса нефтяных месторождений Татарстана. Он представлен пластинчатыми глинистыми сланцами (аргиллитами), которые относятся к категории хрупких пород, пластической деформации не подвергаются. Поскольку в горном массиве аргиллиты находятся под действием горного и порового давлений в равновесном состоянии, то при вскрытии бурением равновесие нарушается и на стенках скважины возникают напряжения. Последние определяются соотношением взаимодействующих горного, порового давлений и давления столба промывочной жидкости. Если напряжение превышает прочность несущую способность горных пород, то стенки скважины мгновенно обрушиваются, отсюда, как следствие, возникает прихват бурильного инструмента. Каверны в основном образуются при проходке неустойчивых глинистых пород - глинистых сланцев кыновского, пашийского горизонтов в результате поверхностной, капиллярной и осмотической гидратации фильтратом бурового раствора, прочностные характеристики кыновских глин в приствольной зоне ухудшаются. В предложенном способе решается задача - предотвращения возникающих осложнений и исключения случаев тяжелых аварий при прохождении неустойчивых пород под большим зенитным углом. Задача решается следующим образом.

Набор зенитного угла до 60° производят при помощи навигационной телеметрической системы, которая при бурении выдает на поверхность данные по пространственному положению пробуренного забоя. В качестве навигационной телеметрической системы могут быть использованы такие как: телесистема с гидравлическим каналом связи Geolink и телесистема с электромагнитным каналом связи ЗТС-42ЭМ-М. При проводке ствола скважины выполняют проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором и стабилизацией зенитного угла менее 60°, спуск обсадной колонны в скважину с входом в верхний известняк и цементирование заколонного пространства, проходку участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола.

Проводку участка начального искривления осуществляют с применением стабилизирующей компоновки нижней части бурильной колонны, представляющей собой долото, ниппельный центратор, переводник, забойный двигатель и утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Проводку участка начального искривления осуществляют с применением промывочной жидкости с устойчивыми параметрами: вязкость - 40-50 с; водоотдача - 4-6 см3/30 мин; рН 6,5-8. Под устойчивыми понимается, что буровой раствор на весь процесс бурения не меняет свои свойства. На глинистом буровом растворе используют в качестве основы глинистую промывочную жидкость плотностью ρ=1250-1400 кг/м3 с добавлением модифицированного дисперсного кремнезема в количестве 0,1-0,3 об.%. Дисперсный кремнезем согласно ТУ 245810-001-50618596-2000 представляет собой порошок от белого до серо-желтого цвета с водородным показателем суспензии 2-10, гидрофобностью 96-99,8%, насыпной плотностью 40-245 г/дм3 и удельной поверхностью 140-380 м2/г.

Механизм действия гидрофобной модификации МДК «Кварц» основан на способности закрепляться на поверхности поровых каналов коллектора и наряду с частичной адгезионной кольматацией перового пространства существенно гидрофобизовать ее в призабойной зоне, что, в свою очередь, приводит к самопроизвольному подтягиванию в промытую зону нефти из зон с повышенной нефтенасыщенностью, т.е. зон, не охваченных воздействием. В результате этого нефтенасыщенность призабойной зоны пласта и его фазовые проницаемости по нефти в обеих зонах (промытой и непромытой) выравниваются, что приводит к увеличению дебитов скважин по жидкости и уменьшению обводненности добываемой продукции.

Проводку в неустойчивых кыновских глинах ведут при минимальном (от 12 до 15 л/с) расходе промывочной жидкости при, так называемом, переходном режиме (между ламинарным и турбулетным режимами течения промывочной жидкости), который обеспечивает вынос выбуренной породы из ствола скважины и кратковременную устойчивость стенок скважин, не образуя эрозионных размывов.

Вскрытие продуктивной части производят бурением ствола с сопровождением навигационной системой и станцией геолого-технический исследований (ГТИ) на полимер-глинистом растворе плотностью ρ=1112-1200 кг/м3, представляющим собой глинистую суспензию на водной основе, обработанную полимером, с набором зенитного угла, необходимого для выхода на горизонталь в середине проектного пласта.

В результате удается провести скважину без осложнений и прихватов бурового инструмента.

Примеры конкретного выполнения

На фиг.1 изображена схема строительства скважины.

На фиг.1 приняты следующие обозначения: 1 - кондуктор диаметра 245 мм, 2 - эксплуатационная колонна диаметра 168 мм, 3 - хвостовик диаметра 114 мм, 4 - пласт кыновских глин, 5 - пласт "верхний известняк", 6 - пашийский горизонт.

Бурят скважину диаметром 215,9 мм. Выполняют проходку вертикального участка, затем участка начального искривления с набором и стабилизацией зенитного угла, равного 50-60°, т.е. менее 60° с сопровождением телесистемы типа MWD на глубину, соответствующую глубине вскрытия кыновских глин. Проводку участка начального искривления осуществляют с применением стабилизирующей компоновки нижней части бурильной колонны, представляющей собой долото 215,9Т3-ГАУ-R437, ниппельный центратор НС-214, удлиненный переводник длинной 0,4 м, забойный двигатель ДВ-172М; утяжеленные бурильные трубы УБТ ⌀165(178)-16 м. При этом применяют промывочную жидкость с устойчивыми параметрами: вязкость - 40-50 с; водоотдача - 4-6 см3/30 мин; рН 6,5-8 на глинистом буровом растворе следующего состава: комовая глина; мел; карбоксиметилцеллюлоза; бикарбонат натрия; КМК-БУР2 или СКМ; катамин АБ; нефть; неонол (АФ9-12); модифицированный дисперсный кремнезем МДК «Кварц» в количестве 0,1-0,3 об.%.

Проводку ведут при расходе промывочной жидкости от 12 до 15 л/с, не допуская выхода за указанные граничные значения. Изменения плотности промывочной жидкости допускают в пределах от 1250 до 1400 кг/м3, не допуская выхода за указанные пределы. Количество модифицированного дисперсного кремнезема поддерживают в пределах от 0,1 до 0,3 об.%, не допуская выхода за указанные пределы.

Выход за указанные пределы приводит к осложнениям и прихватам инструмента при бурении скважины.

Проводят геофизические исследования. Определяют местоположение текущего забоя. Продолжают углубление без телесистемы со стабилизацией зенитного угла до подошвы «верхнего известняка». Спускают обсадную колонну диаметром 168 мм в скважину с входом в верхний известняк и цементируют заколонное пространство.

Продолжают бурение долотом диаметра 144 мм с сопровождением телесистемы MWD с интенсивностью набора зенитного угла, обеспечивающей выход на проектный пласт пашийского горизонта под 90°. Вскрытие продуктивной части производят бурением ствола на полимер-глинистом растворе плотностью ρ = от 1112 до 1200 кг/м3. Поддерживают плотность полимер-глинистого раствора в данных пределах, не допуская выхода за указанные пределы.

Далее добуривают ствол по горизонтали длиной 100 м, не меняя режим бурения и параметры бурового раствора. Обсаживают ствол малого диаметра хвостовиком диаметра 114 мм и цементируют заколонне пространство.

В результате удается пробурить скважину без осложнений и аварий.

Применение предложенного способа позволит предотвратить осложнения и исключить случаи тяжелых аварий при прохождении неустойчивых пород под большим зенитным углом. Внедрение данной технологии позволяет бурить горизонтальный ствол на отложения продуктивного пласта без привлечения дорогостоящих технологий и оборудования, соответственно с минимальным временем бурения.

Способ проводки ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы, включающий проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором и стабилизацией зенитного угла менее 60°, спуск обсадной колонны в скважину с входом в верхний известняк и цементирование заколонного пространства, проходку участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, отличающийся тем, что проводку участка начального искривления осуществляют с применением стабилизирующей компоновки нижней части бурильной колонны и промывочной жидкости с устойчивыми параметрами на глинистом буровом растворе, в котором использована в качестве основы глинистая промывочная жидкость плотностью ρ=1250-1400 кг/м3 с добавлением модифицированного дисперсного кремнезема в количестве 0,1-0,3 об.%, набор зенитного угла до 60° производят при помощи навигационной телеметрической системы, проводку ведут при расходе промывочной жидкости от 12 до 15 л/с, вскрытие продуктивной части производят бурением ствола с сопровождением навигационной системой и станцией геолого-технических исследований на полимер-глинистом растворе плотностью ρ=1 от 1112 до 1200 кг/м3 с набором зенитного угла, необходимого для выхода на горизонталь в середине проектного пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины. .

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. .

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к бесклиновым способам бурения многозабойных скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к способам проведения, крепления и освоения многозабойных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к способам проведения, крепления и освоения многозабойных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для предохранения безмуфтовой длинномерной трубы колтюбинговых установок от воздействия максимального крутящего момента при работе с винтовыми забойными двигателями.

Изобретение относится к области разработки месторождений жидких и газообразных полезных ископаемых путем бурения эксплуатационных горизонтальных скважин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к области бурения, а именно к буровой системе, используемой при строительстве ствола скважины для последующей добычи углеводородов

Изобретение относится к буровому инструменту и может быть использовано при наклонно-направленном бурении скважин. Предложен корпус долота, содержащий задний конец, направляющую секцию и разбуривающую секцию. При этом задний конец выполнен с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной. Направляющая секция размещена на ведущем, противоположном конце корпуса долота. Разбуривающая секция размещена между ведущим и задним концами. Причем задний конец, направляющая секция и разбуривающая секция соединены в единый корпус долота. При этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления для управления направляющей секцией корпуса долота и, таким образом, управления всем корпусом долота. Кроме того, корпус долота содержит стабилизирующее кольцо, соединенное с разбуривающей секцией для регулирования перемещения направляющей секции относительно оси вращения. В другом варианте осуществления изобретения создана система оборудования буровой площадки, содержащая бурильную колонну, ведущую бурильную трубу, соединенную с бурильной колонной, и корпус долота, описанный выше. Также предложен способ бурения криволинейного ствола скважины в подземном пласте, с применением указанных выше корпуса долота и системы оборудования буровой площадки. Предложенное изобретение обеспечивает возможность отталкивания всей компоновки долота для отклонения траектории скважины в ограниченном пространстве. 3 н. и 31 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к устройствам для направленного бурения. Техническим результатом является создание компактной системы бурения скважины, содержащей универсальный шарнир с высокой несущей способностью. Высокая несущая способность достигается методами, применяющими уникальные механизмы передачи нагрузки. Например, более высокая несущая способность может обеспечиваться с использованием принципа распределения нагрузки, согласно которому скручивающие напряжения передаются совместно через штифты универсального шарнира и боковые грани крестовины универсального шарнира. Более высокая несущая способность может также достигаться путем передачи нагрузки через монолитную крестовину, имеющую штифты, составляющие с ней единое целое, и блок разъемная вилка/хомут. В другом варианте воплощения более высокая несущая способность является результатом использования штифтов универсального шарнира, вставленных с внутренней стороны универсального шарнира и завинченных наружу до достижения полного соединения с вилками шарнира. Каждый из вариантов воплощения универсального шарнира может быть также спроектирован с возможностью герметизированного прохождения бурового раствора через шарнир. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 14 ил.

Группа изобретений относится к области бурения направленных скважин. Система обеспечения изгиба в стволе скважины содержит гибкий соединитель, имеющий первый компонент, образующий угол изгиба относительно второго компонента посредством универсального соединителя, и пружинный узел, регулируемый для изменения изгибной жесткости первого компонента относительно второго компонента. Гибкий соединитель дополнительно содержит датчик для измерения перемещения первого компонента относительно второго компонента. Система обеспечения изгиба дополнительно содержит систему привода, которая получает данные с датчика и реагирует для снижения вибрации. Обеспечивается повышение возможности отклонения скважины. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проводке горизонтальной скважины в продуктивном пласте малой толщины. При осуществлении способа определяют средний угол наклона пласта к горизонту, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения, назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее, повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки. Повышается надежность и эффективность проводки скважины по пласту малой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на залежь при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта. Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами включает бурение пары горизонтальных скважин нагнетательной и добывающей по толщине нефтяного пласта, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины и осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины, устанавливают наличие подошвенных вод и при их наличии определяют минимальную высоту траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом, определяют оптимальное расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами, минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта, а также оптимальную толщину нефтяного пласта, обеспечивающую параллельное расположение нагнетательной и добывающей скважин в одной вертикальной плоскости, и при уменьшении толщины нефтяного пласта меньше оптимальной изменяют траекторию бурения нагнетательной скважины в пространстве нефтяного пласта относительно добывающей путем уменьшения расстояния между скважинами по вертикали и отклоняют нагнетательную скважину от добывающей по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами. 2 табл., 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к средствам для геонавигации в процессе бурения наклонно-направленных или горизонтальных скважин для разведки нефти и газа. Техническим результатом является повышение точности определения направления скважин в процессе бурения по заданной траектории наклонно-направленных или горизонтальных скважин. Предложен способ геонавигации буровой скважины, содержащий: управление активированием передающего датчика на структуре инструмента, расположенной относительно бурового долота в скважине; прием сигнала в принимающем датчике структуры инструмента в ответ на активирование передающего датчика; обработку сигнала в реальном времени, включающую в себя формирование данных, соответствующих свойствам пласта впереди бурового долота. При этом принимающий датчик установлен отдельно от передающего датчика на расстоянии разделения, достаточно большом для обеспечения обработки сигнала в режиме реального времени, до достижения граничной поверхности целевой зоны. Кроме того обработка данных включает проведение операции инвертирования в отношении принятого сигнала и проверку точности результатов операции инвертирования перед использованием результатов операции инвертирования для геонавигации скважины. Причем геонавигация скважины основана на мониторинге формируемых данных так, что скважина подходит к цели в целевой зоне с минимальным выходом или без выхода за установленные пределы целевой зоны. При этом расстояние разделения является достаточно большим для обнаружения впереди бурового долота на расстоянии более чем от 10 до 200 футов (3-61 м) перед буровым долотом. Кроме того предложены также машиночитаемое запоминающее устройство, система и устройство для осуществления указанного способа, с использованием упомянутого машиночитаемого устройства. 5 н. и 21 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водным конусом, характеризуется тем, что осуществляют бурение из основного ствола остановленной скважины в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу ниже интервала перфорации скважины. Закачивают в указанные радиальные ответвления водоизоляционную композицию с созданием водоизоляционного экрана по радиусу основного ствола скважины. Оставляют скважину на период реагирования закачанной композиции под давлением и осуществляют последующий вызов притока через существующие перфорационные отверстия интервала перфорации. Техническим результатом является увеличение радиуса и площади водоизоляционного экрана и отсрочка времени обводнения скважины. 6 ил.

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Скважинный отклоняющий инструмент выполнен с возможностью работы в стволе скважины и содержит вал, блок электроники, физически и электрически связанный с блоком гидравлики. Блок электроники и блок гидравлики расположены вокруг вала и способны вращаться относительно вала. Блок гидравлики содержит множество лопастей, расположенных в корпусе лопастей и способных выдвигаться и втягиваться в радиальном направлении наружу от корпуса и внутрь него. Блок гидравлики дополнительно содержит первый резьбовой конец, имеющий множество образованных в нем канавок. Блок электроники содержит блок управления для управления выдвиганием и втягиванием лопастей, второй резьбовой конец, выполненный с возможностью резьбового соединения с первым резьбовым концом, который содержит множество пазов, образованных в нем. Соответствующие канавки и пазы совмещены по окружности друг с другом при соединении первого и второго резьбовых концов резьбовым соединением. Совмещенные друг с другом по окружности канавки и пазы образуют соответствующие карманы, в которых выполнены электрические соединения между блоками электроники и гидравлики. Обеспечивается упрощение процедуры сборки и тестирования блока гидравлики и блока электроники, повышение надежности инструмента, удобство обслуживания и ремонтопригодности. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх