RU194815U1

RU194815U1 - DRILL CIRCULATION VALVE

Info

Publication number: RU194815U1
Application number: RU2019125813U
Authority: RU
Inventors: Дмитрий Владиславович Фумберг; Михаил Юрьевич Карпов
Original assignee: Закрытое акционерное общество "Технобурсервис"
Priority date: 2019-08-14
Filing date: 2019-08-14
Publication date: 2019-12-24

Abstract

Полезная модель относится к устройствам для бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к циркуляционным клапанам бурильной колонны, позволяющим многократно переключать поток текучей среды - бурового раствора, включающего кольматационные материалы, из внутреннего пространства бурильной колонны в затрубное, минуя все элементы компоновки низа бурильной колонны, находящиеся ниже клапана.Задача создания полезной модели: увеличение надежности и ресурса изделия.Техническим результатом полезной модели является повышение ресурса и надежности циркуляционного клапана в составе бурильной колонны с героторным винтовым гидравлическим двигателем при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, за счет обеспечения надежного уплотнения и многократного использования устройства.Решение указанной задачи достигнуто в циркуляционном клапане бурильной колонны, содержащем трубчатый корпус с двумя краями и резьбовой переводник с резьбами на их краях, соединенные между собой, установленную и уплотненную в трубчатом корпусе в возможностью осевого перемещения циркуляционную втулку с порталом втулки, седло, размещенное внутри циркуляционной втулки, направляющее кольцо, размещенное во входной части корпуса, пружину, прижимающую внутренний торец циркуляционной втулки к направляющему кольцу, а также содержащий портал корпуса клапана, при этом порталы закрыты циркуляционной втулкой в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, когда циркуляционный клапан в активном режиме, а также содержащий сбрасываемый шар активации, выполненный с возможностью деформации и прохождения через участок сужения проходного сечения седла при движении текучей среды по бурильной колонне, а также содержащий два шара дезактивации, сбрасываемых друг за другом, взаимодействующих с порталами втулки для блокирования потока текучей среды через указанные порталы втулки, а также содержащий корзину для улавливания шаров, прошедших через участок сужения проходного сечения седла, тем, что перед седлом неподвижно установлена фиксирующая втулка, имеющая внутренний диаметр, равный максимальному внутреннему диаметру седла, а седло зафиксировано, по меньшей мере, одним фиксирующим винтом.Длина фиксирующей втулки может быть выполнена из соотношения:L=(0,5÷1,0)D,где: L- длина втулки,D- внешний диаметр фиксирующей втулки.Фиксирующая втулка может быть установлена внутри первого края трубчатого корпуса по прессовой посадке.Перемещение нижней части циркуляционной втулки в радиальном направлении ограничено, по меньшей мере, одним радиальным ограничителем.Уплотнение циркуляционной втулки в трубчатом корпусе может быть выполнено тремя манжетами, установленными на циркуляционной втулке около направляющего кольца и по обе стороны портала корпуса в исходном положении и не менее одного кольца прямоугольного сечения между порталом втулки и двумя нижними манжетами.Шар активации выполнен пластиковым. 5 з.п. ф-лы, 12 ил.The utility model relates to devices for drilling oil and gas wells, namely, to circulation valves of a drill string, allowing multiple switching of the fluid flow - drilling mud, including mud, from the interior of the drill string into the annulus, bypassing all the elements of the bottom of the drill string, located below the valve. The task of creating a utility model: increasing the reliability and resource of the product. The technical result of the utility model is to increase the resource and reliability the circulation valve in the drill string with a gerotor screw hydraulic motor when using drilling fluids, including mud materials, by ensuring reliable sealing and reuse of the device. The solution to this problem was achieved in the circulation valve of the drill string containing a tubular body with two edges and a threaded adapter with threads at their edges, interconnected, mounted and sealed in a tubular housing with the possibility of axial movement a circulation sleeve with a sleeve portal, a saddle located inside the circulation sleeve, a guide ring located in the inlet of the housing, a spring pressing the inner end of the circulation sleeve to the guide ring, and also containing a valve body portal, while the portals are closed by the circulation sleeve in an inactive mode at which pumping fluid is supplied through the drill string is open and provides communication with the interior of the drill string when the circulation valve active mode, as well as containing a resettable activation ball, made with the possibility of deformation and passage through the narrowing section of the passage section of the seat when the fluid moves along the drill string, and also containing two decontamination balls, reset one after another, interacting with the portals of the sleeve to block the flow of fluid media through these portals of the sleeve, as well as containing a basket for catching the balls passing through the narrowing section of the passage section of the saddle, so that before the saddle fixedly installed Lena fixing sleeve having an inner diameter equal to the maximum internal diameter of the seat, and the saddle is fixed with at least one fixing screw. The length of the fixing sleeve can be made from the ratio: L = (0.5 ÷ 1.0) D, where: L is the length of the sleeve, D is the outer diameter of the retainer sleeve. The retainer sleeve can be installed inside the first edge of the tubular body by press fit. The radial movement of the lower part of the circulation sleeve is limited by at least one radial stopper. The circulation sleeve in the tubular housing can be made with three cuffs installed on the circulation sleeve near the guide ring and on both sides of the housing portal in the initial position and at least one ring of rectangular cross section between the sleeve portal and two lower cuffs. The activation ball is made of plastic. 5 cp f-ly, 12 ill.

Description

Полезная модель относится к устройствам для бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к циркуляционным клапанам бурильной колонны, позволяющим многократно переключать поток текучей среды - бурового раствора, включающего кольматационные материалы, из внутреннего пространства бурильной колонны в затрубное, минуя все элементы компоновки низа бурильной колонны, находящиеся ниже клапана.The utility model relates to devices for drilling oil and gas wells, namely, to the circulation valves of the drill string, allowing you to repeatedly switch the flow of fluid - drilling mud, including mud, from the interior of the drill string into the annulus, bypassing all the elements of the layout of the bottom of the drill string, located below the valve.

Известен скважинный инструмент для циркуляции текучей среды в стволе скважины, содержащий трубчатый корпус с внешними отверстиями, поршень, установленный с возможностью скольжения внутри корпуса, внутреннее расходное отверстие, проходящее через корпус и поршень, через которое проходит первичная траектория движения текучей среды, при этом поршень имеет первое положение, в котором внешние отверстия выполнены перекрываемыми от первичной траектории движения текучей среды, и второе положение, в котором блокируется первичная траектория движения текучей среды и открываются внешние отверстия для обхода указанной траектории между внутренним расходным отверстием и кольцевым зазором ствола скважины, и делительный механизм, установленный между корпусом и поршнем для направления поршня между первым и вторым положениями (US 8844634 В2, МПК Е21В 23/00, опубл. 30.09.2014).A well-known downhole tool for circulating a fluid in a wellbore, comprising a tubular body with external holes, a piston slidably mounted inside the body, an internal flow hole passing through the body and the piston through which the primary fluid path passes, the piston having the first position in which the outer holes are made overlapped from the primary path of the fluid, and the second position in which the primary path is blocked fluid flow and external holes open to bypass the specified path between the internal flow hole and the annular clearance of the wellbore, and a dividing mechanism installed between the housing and the piston for guiding the piston between the first and second positions (US 8844634 B2, IPC E21B 23/00, publ. September 30, 2014).

В известном скважинном инструменте поршень установлен с возможностью перемещения между первым и вторым положениями неограниченное число раз за один цикл опускания в ствол скважины, делительный механизм содержит шлицевую втулку и поворотное делительное кольцо, шлицевая втулка закреплена в корпусе, содержит скошенные выступы и внутренние шлицы, выполненные с возможностью захода поочередно в расположенные на поворотном делительном кольце длинные и короткие пазы.In a well-known downhole tool, the piston is mounted with the ability to move between the first and second positions an unlimited number of times per lowering cycle into the wellbore, the dividing mechanism comprises a spline sleeve and a rotary dividing ring, the spline sleeve is fixed in the housing, contains beveled protrusions and internal slots made with the possibility of entering alternately in the long and short grooves located on the rotary dividing ring.

Известный скважинный инструмент включает сердечник, установленный в поршне, имеющий верхний конец, расположенный под верхним концом поршня, снабженным седлом для шарика и входным отверстием, в первом положении, включает шарик, установленный на седле с возможностью блокирования первичной траектории движения текучей среды и создания вторичной внутренней траектории движения текучей среды через внутреннее отверстие, при этом внутреннее отверстие расположено под верхним концом сердечника во втором положении для перекрытия внутреннего отверстия, внутренней траектории движения текучей среды и открытия внешних отверстий для обходной траектории движения текучей среды.A well-known downhole tool includes a core mounted in a piston having an upper end located below the upper end of the piston provided with a ball seat and an inlet, in a first position, includes a ball mounted on the seat with the ability to block the primary fluid path and create a secondary internal the path of the fluid through the inner hole, while the inner hole is located under the upper end of the core in the second position to overlap the inner miles, the inner path of the fluid motion and the opening of the outer holes for bypass path fluid movement.

Циркуляционный переводник выполнен с возможностью нахождения в различных положениях, в которых обеспечивается проход текучей среды по одной из траекторий.The circulation sub is configured to be in various positions in which the passage of fluid along one of the trajectories is provided.

В первом положении текучая среда проходит по траектории от верхнего переводника через циркуляционный переводник, расходное отверстие к нижнему переводнику и другим элементам, которые могут располагаться спереди по ходу скважины от нижнего переводника, таким как долото.In the first position, the fluid travels along the path from the upper sub through the circulation sub, the flow outlet to the lower sub, and other elements that may be located upstream of the lower sub, such as a bit.

Когда циркуляционный переводник находится во втором положении, текучая среда проходит по траектории в верхнем переводнике вокруг шарика и через отверстия и в конце возвращается в проходное отверстие и вновь попадает на траекторию к нижнему переводнику и другим нижним элементам.When the circulation sub is in the second position, the fluid passes along the path in the upper sub around the ball and through the holes and at the end returns to the passage hole and again enters the path to the lower sub and other lower elements.

В еще одном положении, когда циркуляционный переводник находится в третьем положении, текучая среда отклоняется от траектории через траекторию движения в циркуляционном переводнике к кольцевому зазору ствола скважины, расположенному между участком бурильной колонны и окружающей породой.In another position, when the circulation sub is in the third position, the fluid deviates from the trajectory through the trajectory of movement in the circulation sub to the annular clearance of the wellbore located between the section of the drill string and the surrounding rock.

После попадания в кольцевой зазор ствола скважины текучая среда возвращается на поверхность в обход нижнего переводника и других элементов, которые могут располагаться спереди по ходу скважины от нижнего переводника.After falling into the annular gap of the wellbore, the fluid returns to the surface, bypassing the lower sub and other elements that may be located in front of the well from the lower sub.

Делительный механизм обеспечивает перемещение циркуляционного переводника между этими различными положениями.The dividing mechanism allows the circulation sub to move between these different positions.

Как следует из содержания, шарик блокирует проход потока бурового раствора через впускное отверстие клапанного поршня.As follows from the content, the ball blocks the passage of mud flow through the inlet of the valve piston.

Смещенный вниз клапанный поршень перекрывает внешние отверстия и прерывает связь текучей средой между траекторией движения текучей среды и кольцевым зазором ствола скважины.A downwardly displaced valve piston overlaps external openings and interrupts fluid communication between the fluid path and the annular clearance of the wellbore.

Таким образом, буровой раствор обтекает шарик и проходит через отверстия на внутреннем диаметре в клапанный поршень, определяя вторичный внутренний поток.Thus, the drilling fluid flows around the ball and passes through the holes on the inner diameter into the valve piston, determining the secondary internal flow.

После прохождения через отверстия внутреннего диаметра буровой раствор проходит через расходное отверстие циркуляционного переводника к нижнему переводнику и любым элементам, которые могут располагаться в скважине ниже нижнего переводника.After passing through the holes of the inner diameter, the drilling fluid passes through the feed hole of the circulation sub to the lower sub and any elements that may be located in the well below the lower sub.

При нахождении циркуляционного переводника в проходном положении обеспечивается прохождение бурового раствора от верхнего переводника через инструмент к нижнему переводнику.When the circulating sub is in the through position, the drilling fluid passes from the upper sub through the tool to the lower sub.

Недостатком известного скважинного инструмента является неадекватное переключение делительного механизма, установленного между корпусом и поршнем для направления поршня между первым, вторым и промежуточными положениями, при котором оператору трудно определить истинное расположение частей поршня в корпусе, при котором указанный поршень имеет второе положение, в котором блокируется первичная траектория движения текучей среды и открываются внешние отверстия для обхода указанной траектории между внутренним расходным отверстием и кольцевым зазором ствола скважины, или третье положение, при котором циркуляционный переводник может выборочно переводиться либо в проходное положение, либо в перепускное положение за счет прерывания и возобновления расхода бурового раствора, или четвертое положение, при котором изменяется второе или третье положение при достижении заданного расхода бурового раствора, или пятое положение, при котором изменяется второе или третье положение за счет достижения требуемого перепада давления бурового раствора.A disadvantage of the known downhole tool is the inadequate switching of the dividing mechanism installed between the housing and the piston to direct the piston between the first, second and intermediate positions, in which it is difficult for the operator to determine the true location of the piston parts in the housing, in which said piston has a second position in which the primary is locked the path of the fluid and the outer holes open to bypass the specified path between the internal flow hole and the end gap of the wellbore, or the third position, in which the circulation sub can be selectively transferred either to the passage position or to the bypass position due to interruption and resumption of the drilling fluid flow, or the fourth position, in which the second or third position changes when the specified drilling flow is reached mud, or the fifth position, in which the second or third position changes due to the achievement of the required pressure drop of the drilling fluid.

Другим недостатком известного скважинного инструмента является то, что привод поршня клапана и делительного механизма осуществляется за счет создания повышенного давления бурового раствора на устье скважины для передачи требуемого перепада давления на глубине установки циркуляционного клапана в компоновке низа бурильной колонны.Another disadvantage of the known downhole tool is that the valve piston and the dividing mechanism are driven by creating increased pressure of the drilling fluid at the wellhead to transmit the required pressure drop at the installation depth of the circulation valve in the layout of the bottom of the drill string.

Создание требуемого перепада давления осуществляется установкой в проточном канале поршня дополнительного гидравлического сопротивления, например канала с критическим сечением, при этом на выходе из канала скорость потока увеличивается, давление падает, образуется зона пониженного давления, создается перепад давления на поршне, однако это вызывает потери гидравлической мощности, тем самым ограничиваются гидравлические возможности в данной скважине ввиду увеличенной требуемой мощности для циркуляции бурового раствора через скважинный инструмент, при этом на малых расходах бурового раствора, перепада давления на поршне недостаточно для создания необходимого усилия для его перемещения и переключения.The required differential pressure is created by installing additional hydraulic resistance in the piston flow channel, for example, a channel with a critical cross-section, and at the outlet of the channel, the flow rate increases, pressure drops, a low pressure zone forms, and a pressure drop is created on the piston, but this causes a loss in hydraulic power , thereby limiting the hydraulic capabilities in this well due to the increased required power for circulating the drilling fluid through the wells At the same time, at low drilling fluid flow rates, the pressure drop across the piston is not enough to create the necessary effort to move and switch it.

Вследствие того, что делительный механизм, установленный между корпусом и поршнем для направления поршня между первым и вторым положениями, меняет свое положение при достижении заданного расхода бурового раствора, не исключаются ложные срабатывания поршня, снабженного седлом для шарика и входным отверстием, в первом положении, включающем шарик, установленный на седле с возможностью блокировки первичной траектории движения текучей среды и создания вторичной внутренней траектории движения текучей среды через внутреннее отверстие, преимущественно при спуске бурильной колонны в скважину.Due to the fact that the dividing mechanism installed between the housing and the piston for guiding the piston between the first and second positions changes its position upon reaching a predetermined drilling fluid flow rate, false triggering of the piston equipped with a ball seat and an inlet in the first position, including a ball mounted on the saddle with the ability to block the primary trajectory of the fluid and create a secondary internal trajectory of the fluid through the inner hole, pre muschestvenno during the descent of the drill string in the borehole.

Недостатком известного скважинного инструмента является, например, сложность определения оператором истинного расположения делительного механизма и циркуляционных отверстий в альтернативном варианте, когда циркуляционный переводник находится во втором или проходном положении, текучая среда проходит по траектории в верхнем переводнике вокруг шарика и через отверстия и в конце возвращается в проходное отверстие и вновь попадает на траекторию к нижнему переводнику и другим нижним элементам, а также в еще одном возможном положении, когда циркуляционный переводник находится в перепускном положении, при котором текучая среда отклоняется от траектории через траекторию движения в циркуляционном переводнике к кольцевому зазору ствола скважины, расположенному между участком бурильной колонны и окружающей породой.A disadvantage of the known downhole tool is, for example, the difficulty in determining the true location of the dividing mechanism and the circulation holes by the operator in an alternative embodiment, when the circulation sub is in the second or passage position, the fluid passes along the path in the upper sub around the ball and through the holes and finally returns to the passage hole and again falls on the trajectory to the lower sub and other lower elements, as well as in another possible position, to and circulating sub is in the bypass position in which fluid is deflected from the path of motion through trajectory in the circulating sub to the annulus of the borehole, located between the portion of the drill string and the surrounding formation.

Другим недостатком известной конструкции является неполная возможность повышения ресурса и надежности, что объясняется гидроабразивным размывом отверстий циркуляционных портов, а также смещенного вниз клапанного поршня, который перекрывает внешние отверстия и прерывает связь текучей средой между траекторией движения текучей среды и кольцевым зазором ствола скважины при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, например, при использовании буровых растворов с карбонатным утяжелителем - фракционированной мраморной крошкой (р=1,8 г/см³) или при использовании буровых растворов с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см³), в которых в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), при этом размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм.Another disadvantage of the known design is the incomplete possibility of increasing the resource and reliability, which is explained by the hydroabrasive erosion of the holes of the circulation ports, as well as the downwardly displaced valve piston, which overlaps the external holes and interrupts the fluid connection between the fluid path and the annular clearance of the wellbore when using drilling fluids , including mud materials, for example, when using drilling fluids with a carbonate weighting agent - fractionated crushed marble chips (p = 1.8 g / cm ³ ) or when using drilling fluids with a low solids content (p = 2.2 g / cm ³ ), in which siderite (iron carbonate) is used as a weighting agent, the fraction of colmatization materials is 3–5 mm.

Известно устройство, позволяющее контролировать скважины в процессе бурения, состоящее из трубчатого корпуса, который вставляется внутрь бурильной колонны, смещаемой втулки, расположенной внутри и перемещаемой по отношению к указанному трубчатому корпусу, пружины, удерживающей указанную втулку в первом положении внутри указанного трубчатого корпуса, отверстия в указанной втулке для прохождения через него потока жидкости, первого шара, который вставляется в указанное отверстие для закрывания отверстия и препятствования проходу жидкости через указанное отверстие для смещения втулки внутри трубчатого корпуса, при этом указанный шар является деформируемым под воздействием повышающегося давления жидкости для того, чтобы его можно было протолкнуть через указанное отверстие наружу (US 5499687, МПК опубл. 19 марта 1996).A device is known that allows you to control wells during drilling, consisting of a tubular body that is inserted inside the drill string, a biased sleeve located inside and moved with respect to the specified tubular body, a spring holding the specified sleeve in the first position inside the specified tubular body, the holes in the specified sleeve for passing through it a fluid stream, the first ball, which is inserted into the specified hole to close the hole and prevent the passage of fluid STI through said opening sleeve for displacement inside the tubular body, said balloon is deformable under the influence of the rising fluid pressure in order that it can be pushed outwardly through said opening (US 5499687, IPC publ. 19 March 1996).

Известное устройство содержит расширяемый пакер и средства для расширения пакера, когда шар расположен внутри указанного отверстия.The known device contains an expandable packer and means for expanding the packer when the ball is located inside the specified hole.

Известное устройство содержит второй шар, отвод в указанном трубчатом корпусе для прохода жидкости через него, указанный второй шар для уплотнения указанного отвода для создания достаточного давления для деформирования его и проталкивания через указанное отверстие.The known device contains a second ball, a tap in the specified tubular body for passage of fluid through it, the specified second ball to seal the specified tap to create sufficient pressure to deform it and push through the specified hole.

Известное устройство содержит шароуловитель, предусмотренный для захвата первого шара после того, как он проталкивается через указанное отверстие, и устроенный таким образом, чтобы позволять проход жидкости через него.The known device includes a ball trap, designed to capture the first ball after it is pushed through the specified hole, and arranged in such a way as to allow the passage of fluid through it.

Недостатком известной конструкции является неполная возможность повышения ресурса и надежности, что объясняется гидроабразивным износом и высокой вероятностью прихвата смещаемой втулки, расположенной внутри трубчатого корпуса и перемещаемой по отношению к указанному трубчатому корпусу, при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, например, при использовании буровых растворов с карбонатным утяжелителем - фракционированной мраморной крошкой (р=1,8 г/см³) или при использовании буровых растворов с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см³), в которых в качестве утяжелителя используют барит или сидерит (карбонат железа), при этом размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм.A disadvantage of the known design is the incomplete possibility of increasing the resource and reliability, which is explained by hydroabrasive wear and a high likelihood of sticking to the displaceable sleeve located inside the tubular body and moved relative to the specified tubular body when using drilling fluids, including mud materials, for example, when using drilling fluids with a carbonate weighting agent - fractionated marble chips (p = 1.8 g / cm ³ ) or when using drilling fluids with reduced solid content (p = 2.2 g / cm ³ ), in which barite or siderite (iron carbonate) are used as a weighting agent, while the size of the fractionation material is 3–5 mm.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является циркуляционное устройство для установки в составе бурильной колонны, которое может переключаться между неактивным режимом, при котором оно не препятствует продольному потоку жидкости по бурильной колонне в ходе нормального процесса бурения, и активным режимом, когда необходимо прервать процесс бурения, состоящее из наружного корпуса, втулки, смещающейся по оси внутри корпуса, посадочного седла, соединенного с втулкой, необходимого для приема шара активации, когда последний приводится в движение потоком бурового раствора по направлению от поверхности к нижней части бурильной колонны, упомянутое посадочное седло смещает втулку по оси и таким образом приводит к переводу инструмента в активный режим циркуляции, и циркуляционного порта в корпусе, который закрыт втулкой, когда инструмент находится в неактивном режиме, и открыт и обеспечивает сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, когда инструмент в активном режиме, указанный циркуляционный порт расположен выше посадочного седла таким образом, чтобы позволить запирающему шару, который запускается после того, как шар активации попадает в посадочное седло, частично блокировать циркуляционный порт, что приводит к вымыванию выбуренной породы из буровой колонны потоком промывочной жидкости через порт (US 7347288 В2, МПК Е21В 21/10, опубл. 25 марта 2008).Closest to the claimed invention is a circulation device for installation in the composition of the drill string, which can switch between inactive mode, in which it does not interfere with the longitudinal fluid flow through the drill string during the normal drilling process, and active mode, when it is necessary to interrupt the drilling process, consisting from the outer casing, the sleeve axially displaced inside the casing, the seat saddle connected to the sleeve necessary to receive the activation ball when the latter leads I am driven by the flow of drilling fluid in the direction from the surface to the bottom of the drill string, the aforementioned seat saddle shifts the bushing along the axis and thus causes the tool to enter the active circulation mode, and the circulation port in the housing, which is closed by the bushing when the tool is inactive mode, and is open and provides communication with the interior of the drill string when the tool is in active mode, the specified circulation port is located above the landing seat so that SOM locking ball, which is started after activation of the ball misses the landing seat, the circulation port is partially blocked, leading to washing the cuttings from the drill string the flow of flushing fluid through the port (US 7,347,288 B2, the IPC E 21 B 21/10, publ. March 25, 2008).

Известное циркуляционное устройство состоит из двух циркуляционных портов, первый из которых закрывается после активации запирающего шара, посредством чего выбуренная порода может быть вымыта из колонны через второй циркуляционный порт.The known circulation device consists of two circulation ports, the first of which closes after activating the locking ball, whereby the cuttings can be washed out of the column through the second circulation port.

Известное циркуляционное устройство включает в себя деформируемый шар активации и как минимум один запирающий шар.A known circulation device includes a deformable activation ball and at least one locking ball.

Недостатком известной конструкции является неполная возможность повышения ресурса и надежности, что объясняется гидроабразивным размывом и высокой вероятностью прихвата смещаемой втулки, расположенной внутри трубчатого корпуса и перемещаемой по отношению к указанному трубчатому корпусу, а также высокой активностью кавитационных процессов потока бурового раствора через отверстия циркуляционных портов, что приводит к скоротечным износу циркуляционных портов и нестабильному закрытию клапана при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, например, при использовании буровых растворов с карбонатным утяжелителем - фракционированной мраморной крошкой (р=1,8 г/см³) или при использовании буровых растворов с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см³), в которых в качестве утяжелителя используют барит или сидерит (карбонат железа), при этом размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм.A disadvantage of the known design is the incomplete possibility of increasing the resource and reliability, which is explained by the hydroabrasive erosion and the high likelihood of sticking to the displaceable sleeve located inside the tubular body and moved relative to the specified tubular body, as well as the high activity of cavitation processes of the mud flow through the openings of the circulation ports, which leads to fleeting wear of circulation ports and unstable valve closure when using drilling fluids, including yuchayuschih colmatation materials, for example, using drilling fluids with carbonate weighting - fractional marble chips (p = 1.8 g / cm ³⁾ or when using drilling fluids with low solids content (p = 2.2 g / cm ³⁾ in which barite or siderite (iron carbonate) are used as a weighting agent, while the size of the fraction of colmatizing materials is 3–5 mm.

Кольматант - твердое вещество, используемое для закупоривания пор породы на стенках скважины. Размер фракции кольматационных материалов - не более 1/3 внутреннего диаметра циркуляционного порта. Содержание кольматанта в буровом растворе диктуется возможностью поглощения жидкости в скважине. Применение кольматантов необходимо для утяжеления бурового раствора, которым заполняют скважину, чтобы выровнять внутреннее давление.Colmatant is a solid substance used to plug rock pores on the walls of a well. The fraction of colmatization materials is not more than 1/3 of the inner diameter of the circulation port. The content of colmatant in the drilling fluid is dictated by the possibility of absorption of fluid in the well. The use of muds is necessary to weight the drilling fluid with which the well is filled in order to equalize the internal pressure.

Известен циркуляционный клапан бурильной колонны по патенту РФ на изобретение №2599119 МПК Е21В 21/10, опубл. 10.10.2016, прототип.Known circulation valve of the drill string according to the patent of the Russian Federation for the invention No. 2599119 IPC ЕВВ 21/10, publ. 10/10/2016, prototype.

Этот циркуляционный клапан бурильной колонны содержит трубчатый корпус и резьбовой переводник с резьбами на их краях, соединенных между собой, установленные в первом корпусе золотниковую втулку с порталом втулки, седло, размещенное внутри золотниковой втулки, направляющее кольцо, размещенное во входной части корпуса, пружину, прижимающую золотниковую втулку к направляющему кольцу, а также содержащий порт корпуса клапана, при этом циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, и открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, когда циркуляционный клапан в активном режиме, а также содержащий сбрасываемый шар активации, выполненный с возможностью деформации и прохождения через участок сужения проходного сечения седла при движении текучей среды по бурильной колонне, а также содержащий два шара дезактивации, сбрасываемых друг за другом, взаимодействующих с циркуляционными портами для блокирования потока текучей среды через указанные циркуляционные порты, а также содержащий корзину для улавливания шаров, прошедших через участок сужения проходного сечения седла.This drill stem circulation valve comprises a tubular body and a threaded sub with threads at their edges, interconnected, a spool sleeve installed in the first body with a sleeve portal, a seat located inside the spool sleeve, a guide ring located in the body input portion, a spring pressing the spool sleeve to the guide ring, as well as containing the valve body port, while the circulation ports are closed by the spool sleeve in the inactive mode, at which the pump I supply fluid through the drill string, and are open and provide communication with the interior of the drill string when the circulation valve is in active mode, and also containing a resettable activation ball configured to deform and pass through the narrowing section of the seat passage when the fluid moves along drill string, and also containing two decontamination balls, discharged one after another, interacting with the circulation ports to block the flow of fluid through the specified Circulator ports, as well as containing a basket for collecting the balls that have passed through the site of narrowing the flow section of the saddle.

Недостатки:Disadvantages:

- сложность конструкции из-за большого количества деталей,- the complexity of the design due to the large number of parts,

- малый ресурс использования из-за воздействия содержащих абразивные частицы растворов,- low resource use due to the impact of abrasive particles containing solutions,

- низкая надежность из-за неэффективности уплотнений и ограниченного их числа.- low reliability due to the inefficiency of the seals and their limited number.

Задача создания полезной модели:The task of creating a utility model:

увеличение надежности и ресурса изделия.increase in reliability and resource of the product.

Техническим результатом полезной модели является повышение ресурса и надежности циркуляционного клапана.The technical result of the utility model is to increase the resource and reliability of the circulation valve.

Решение указанной задачи достигнуто в циркуляционном клапане бурильной колонны, содержащем трубчатый корпус с двумя краями и резьбовой переводник с резьбами на их краях, соединенные между собой, установленную и уплотненную в трубчатом корпусе с возможностью осевого перемещения, циркуляционную втулку с порталом втулки, седло, размещенное внутри циркуляционной втулки, направляющее кольцо, размещенное во входной части корпуса, пружину, прижимающую внутренний торец циркуляционной втулки к направляющему кольцу, а также содержащий портал корпуса клапана, при этом порталы закрыты циркуляционной втулкой в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, когда циркуляционный клапан в активном режиме, седло выполнено с возможностью прохождения сбрасываемого шара активации через участок сужения его проходного сечения при движении текучей среды по бурильной колонне, циркуляционная втулка выполнена с возможностью блокирования потока текучей среды через порталы сбрасываемыми друг за другом шарами дезактивации, а также содержащий корзину для улавливания шаров, прошедших через участок сужения проходного сечения седла, тем, что перед седлом неподвижно установлена фиксирующая втулка, имеющая внутренний диаметр, равный максимальному внутреннему диаметру седла, а седло зафиксировано, по меньшей мере, одним фиксирующим винтом.The solution to this problem was achieved in the circulation valve of the drill string containing a tubular body with two edges and a threaded sub with threads on their edges, interconnected, mounted and sealed in a tubular body with axial movement, a circulation sleeve with a sleeve portal, a saddle placed inside circulation sleeve, a guide ring located in the input part of the housing, a spring pressing the inner end of the circulation sleeve to the guide ring, and also containing a portal the valve body, while the portals are closed by the circulation sleeve in an inactive mode, in which the pumping fluid is supplied through the drill string, open and provide communication with the interior of the drill string when the circulation valve is in active mode, the seat is made with the possibility of passage of a reset ball of activation through a section of narrowing its flow area when the fluid moves along the drill string, the circulation sleeve is configured to block the flow of fluid s through portals of decontamination balls being discharged one after another, as well as containing a basket for catching balls passing through the narrowing section of the passage section of the saddle by the fact that a fixing sleeve is fixed in front of the saddle, having an inner diameter equal to the maximum inner diameter of the saddle, and the saddle is fixed, at least one fixing screw.

Наличие фиксирующей втулки и по меньшей мере одного фиксирующего винта предотвращает самостоятельную разборку устройства в скважине.The presence of a fixing sleeve and at least one fixing screw prevents self-disassembling of the device in the well.

Длина фиксирующей втулки может быть выполнена из соотношения:The length of the locking sleeve can be made from the ratio:

L₁=(0,5÷1,0)D₀,L ₁ = (0.5 ÷ 1.0) D ₀ ,

где: L₁ - длина фиксирующей втулки,where: L ₁ - the length of the locking sleeve,

D₀ - внешний диаметр фиксирующей втулки.D ₀ - the outer diameter of the locking sleeve.

Фиксирующая втулка может быть установлена внутри первого края трубчатого корпуса по прессовой посадке. Перемещение нижней части циркуляционной втулки в радиальном направлении ограничено, по меньшей мере, одним радиальным ограничителем.The locking sleeve can be installed inside the first edge of the tubular body by press fit. The movement of the lower part of the circulation sleeve in the radial direction is limited by at least one radial stop.

Уплотнение циркуляционной втулки в трубчатом корпусе может быть выполнено тремя манжетами, установленными на циркуляционной втулке около направляющего кольца и по обе стороны портала корпуса в исходном положении и не менее одного кольца прямоугольного сечения между порталом втулки и двумя нижними манжетами.The seal of the circulation sleeve in the tubular casing can be performed by three cuffs installed on the circulation sleeve near the guide ring and on both sides of the casing portal in the initial position and at least one rectangular ring between the bushing portal and two lower cuffs.

Шар активации выполнен пластиковым.The activation ball is made of plastic.

Сущность полезной модели поясняется на чертежах фиг. 1-12, где:The essence of the utility model is illustrated in the drawings of FIG. 1-12, where:

- на фиг. 1 изображен циркуляционный клапан в неактивном режиме, насосная подача бурового раствора через бурильную колонну,- in FIG. 1 shows a circulation valve in an inactive mode, pumping a supply of drilling fluid through a drill string,

- на фиг. 2 изображен корпус циркуляционного клапана в сборе,- in FIG. 2 shows an assembly of a circulating valve assembly,

- на фиг. 3 приведена схема расположения уплотнений,- in FIG. 3 shows the layout of the seals,

- на фиг. 4 изображена верхняя часть циркуляционного клапана,- in FIG. 4 shows the upper part of the circulation valve,

- на фиг. 5 показана верхняя часть циркуляционного клапана,- in FIG. 5 shows the top of the circulation valve,

- на фиг. 6 изображена верхняя часть циркуляционного клапана,- in FIG. 6 shows the upper part of the circulation valve,

- на фиг. 7 изображена верхняя часть циркуляционного клапана- in FIG. 7 shows the top of the circulation valve

- на фиг. 8 изображена верхняя часть циркуляционного клапана,- in FIG. 8 shows the top of the circulation valve,

- на фиг. 9 показана верхняя часть циркуляционного клапана,- in FIG. 9 shows the top of the circulation valve,

- на фиг. 10 показана верхняя часть циркуляционного клапана,- in FIG. 10 shows the top of the circulation valve,

- на фиг. 11 показана верхняя часть циркуляционного клапана,- in FIG. 11 shows the top of the circulation valve,

- на фиг. 12 показана верхняя часть циркуляционного клапана.- in FIG. 12 shows the top of the circulation valve.

Условные обозначения, принятые в описании:Symbols accepted in the description:

трубчатый корпус 1,tubular body 1,

внутренняя резьба 2,internal thread 2,

первый край 3,first edge 3,

наружная резьба 4,external thread 4,

второй край 5,second edge 5,

резьбовой переводник 6,threaded sub 6,

резьба 7,thread 7,

второй край переводника 8,the second edge of the sub 8,

циркуляционная втулка 9,circulation sleeve 9,

портал втулки 10,sleeve portal 10,

седло 11,saddle 11

направляющее кольцо 12,guide ring 12,

входная часть 13,input part 13,

фиксирующий болт 14,fixing bolt 14,

пружина 15,spring 15,

кольцевой зазор 16,annular gap 16,

внутренний торец 17,inner end 17,

торец 18,butt 18,

портал корпуса 19,building portal 19,

быстросъемные втулки 20,quick couplers 20,

фиксирующая втулка 21,fixing sleeve 21,

полость 22,cavity 22,

ограничитель 23,limiter 23,

полость 24cavity 24

устройство для сбора шаров 25,a device for collecting balls 25,

пустотелый цилиндр 26,hollow cylinder 26,

прорези 27,slot 27,

центрирующие бурты 28,centering collars 28,

центрирующий бурт 29,centering shoulder 29,

радиальная перегородка 30,radial partition 30,

центральное отверстие 31,center hole 31,

дополнительные щелевые отверстия 32,additional slotted holes 32,

шар активации 33,activation ball 33,

шар дезактивации 34,decontamination ball 34,

внутренняя полость 35,inner cavity 35,

кольцевая полость 36,annular cavity 36,

уплотнение 37,seal 37,

манжета 38,cuff 38,

кольцо уплотнительное прямоугольного сечения 39.O-ring, rectangular 39.

Циркуляционный клапан бурильной колонны (фиг. 1) содержит трубчатый корпус 1 с внутренней резьбой 2 на первом краю 3, предназначенный для соединения с низом верхней части бурильной колонны (не показанной), а также с наружной резьбой 4 на втором краю 5 для соединения с резьбовым переводником 6, предназначенным для соединения резьбой 7, выполненной на втором краю переводника 8 указанного резьбового переводника 6, с верхом нижней части бурильной колонны (не показанной).The drill string circulation valve (Fig. 1) comprises a tubular body 1 with an internal thread 2 at the first edge 3, for connecting to the bottom of the upper part of the drill string (not shown), as well as with an external thread 4 on the second edge 5 for connecting with a threaded sub 6, designed to connect a thread 7 made on the second edge of the sub 8 of the specified threaded sub 6, with the top of the bottom of the drill string (not shown).

Циркуляционный клапан бурильной колонны также содержит циркуляционную втулку 9 с порталом втулки 10 в виде двух отверстий, установленную внутри трубчатого корпуса 1, седло 11, размещенное внутри циркуляционной втулки 9, направляющее кольцо 12, размещенное во входной части 13 трубчатого корпуса 1 и зафиксированное фиксирующим болтом 14.The drill string circulation valve also contains a circulation sleeve 9 with a bushing portal 10 in the form of two holes installed inside the tubular body 1, a seat 11 located inside the circulation sleeve 9, a guide ring 12 located in the inlet part 13 of the tubular body 1 and fixed with a fixing bolt 14 .

Циркуляционная втулка 9 подпружинена в сторону входа потока в трубчатый корпус 1 пружиной 15, установленной концентрично циркуляционной втулке 9 в кольцевом зазоре 16 в трубчатом корпусе 1.The circulation sleeve 9 is spring-loaded towards the flow inlet into the tubular body 1 by a spring 15 mounted concentrically to the circulation sleeve 9 in the annular gap 16 in the tubular body 1.

Пружина 15 упирается с одной стороны во внутренний торец 17 трубчатого корпуса 1, а с другой в торец 18 между седлом 11 и циркуляционной втулкой 9. В трубчатом корпусе 1 выполнен портал корпуса 19 в виде быстросъемных втулок 20.The spring 15 abuts on one side of the inner end 17 of the tubular body 1, and on the other end 18 between the saddle 11 and the circulation sleeve 9. In the tubular body 1 there is a portal of the housing 19 in the form of quick-disconnect bushings 20.

Особенностью конструкции циркуляционного клапана является наличие фиксирующей втулки 21, установленной во входной части 13 трубчатого корпуса 1 перед направляющим кольцом 12.A design feature of the circulation valve is the presence of a fixing sleeve 21 mounted in the inlet part 13 of the tubular body 1 in front of the guide ring 12.

Длина фиксирующей втулки 21 может быть выполнена из соотношения:The length of the locking sleeve 21 can be made from the ratio:

L₁=(0,5÷1,0)D₀,L ₁ = (0.5 ÷ 1.0) D ₀ ,

где: L₁ - длина втулки,where: L ₁ - the length of the sleeve,

Фиксирующая втулка 21 может быть установлена внутри первого края 3 трубчатого корпуса 1 по прессовой посадке.The locking sleeve 21 can be installed inside the first edge 3 of the tubular body 1 by press fit.

Доказательство оптимальности выбранного соотношения длины фиксирующей втулки 21 и внешнего диаметра колонны приведено в табл. 1.The proof of the optimality of the selected ratio of the length of the fixing sleeve 21 and the outer diameter of the column are given in table. 1.

Вывод по табл. 1The conclusion of the table. 1

Заявленный диапазон длины фиксирующей втулки обеспечивает заявленный ресурс и минимальный расход материала.The claimed range of lengths of the locking sleeve provides the declared resource and minimum material consumption.

Циркуляционная втулка 9 частично размещена с зазором в полости 22 трубчатого корпуса 1 и ограничена от радиального перемещения ограничителем (ограничителями) 23 фиг. 1 и 2.The circulation sleeve 9 is partially placed with a gap in the cavity 22 of the tubular body 1 and is limited from radial movement by the limiter (s) 23 of FIG. 1 and 2.

В полости 24 резьбового переводника 6 установлено устройство для сбора шаров 25. Устройство для сбора шаров 25 выполнено в виде пустотелого цилиндра 26 с прорезями 27. Устройство для сбора шаров 25 имеет центрирующие бурты 28 и 29 на концах и радиальную перегородку 30 внутри с центральным отверстием 31 и дополнительными щелевыми отверстиями 32. Шары активации 33 и шары дезактивации 34, меньшего диаметра, выполненные из стали, собираются во внутренней полости 35, выполненной выше радиальной перегородки 30. Кольцевая полость 36 между резьбовым переводником 6 и устройство для сбора шаров 25 предназначены для прохода раствора по мере необходимости.A device for collecting balls 25 is installed in the cavity 24 of the threaded sub 6. The device for collecting balls 25 is made in the form of a hollow cylinder 26 with slots 27. The device for collecting balls 25 has centering collars 28 and 29 at the ends and a radial partition 30 inside with a central hole 31 and additional slotted holes 32. Activation balls 33 and deactivation balls 34, of smaller diameter, made of steel, are assembled in the inner cavity 35 made above the radial partition 30. The annular cavity 36 between the threaded sub 6 and the device for collecting balls 25 are designed to pass the solution as necessary.

На фиг. 2 изображен корпус циркуляционного клапана в сборе, а на фиг. 3 приведена схема расположения уплотнений 37. Уплотнения 37 размещены на поверхности циркуляционной втулки 9. При этом уплотнение циркуляционной втулки 9 в трубчатом корпусе 1 может быть выполнено тремя манжетами 38, установленными на циркуляционной втулке 9 около направляющего кольца 12 и по обе стороны портала корпуса 19 в исходном положении и не менее одного кольца уплотнительного прямоугольного сечения 39 между порталом втулки и двумя нижними манжетами.In FIG. 2 shows an assembly of the circulating valve assembly, and FIG. 3 shows the arrangement of seals 37. Seals 37 are placed on the surface of the circulation sleeve 9. In this case, the seal of the circulation sleeve 9 in the tubular body 1 can be made by three cuffs 38 mounted on the circulation sleeve 9 near the guide ring 12 and on both sides of the portal of the housing 19 in the initial position and at least one ring of a sealing rectangular section 39 between the portal of the sleeve and two lower cuffs.

РАБОТА УСТРОЙСТВАDEVICE OPERATION

Основным рабочим элементом циркуляционного клапана является циркуляционная втулка 9. Когда циркуляционный клапан не активирован, буровой раствор свободно проходит через него (Фиг. 4). Для активации циркуляционного клапана необходимо бросить в бурильные трубы один шар активации 33, выполненный из пластика, (входит в комплект циркуляционной колонны, поставляемый на буровую) и прокачать его расчетным объемом бурового раствора. Когда шар активации 33 садится в седло 11, циркуляционная втулка 9, под действием избыточного трубного давления, сжимает пружину 15 и сдвигается вниз, при этом циркуляционные порты открываются (Фиг. 5, 6).The main working element of the circulation valve is the circulation sleeve 9. When the circulation valve is not activated, the drilling fluid passes freely through it (Fig. 4). To activate the circulation valve, it is necessary to drop one activation ball 33, made of plastic, into the drill pipes (included in the set of the circulation column supplied to the drilling) and pump it with the estimated volume of the drilling fluid. When the activation ball 33 sits in the seat 11, the circulation sleeve 9, under the influence of excess pipe pressure, compresses the spring 15 and moves downward, while the circulation ports open (Fig. 5, 6).

При остановке бурового насоса пружина 15 возвращает циркуляционную втулку 9 в верхнее положение и портал втулки 10 и портал корпуса 19 закрываются.When the mud pump stops, the spring 15 returns the circulation sleeve 9 to the upper position and the portal of the sleeve 10 and the portal of the housing 19 are closed.

После выполнения запланированных технологических операций, для дезактивации циркуляционного клапана необходимо бросить в бурильные трубы два шара дезактивации 34, выполненных из стали (входят в комплект устройства, поставляемого на буровую) и прокачать их расчетным объемом бурового раствора.After carrying out the planned technological operations, in order to deactivate the circulation valve, it is necessary to drop two decontamination balls 34 made of steel (included in the set of the device supplied to the drilling rig) into the drill pipes and pump them with the estimated volume of drilling mud.

Шары дезактивации 34, достигнув седла 11, под действием потока жидкости перекрывают промывочные порты (Фиг. 7). Буровой насос продолжает работать, давление растет, происходит дезактивация устройства и шар активации 33 продавливается (срезается) через седло 11 (Фиг. 8). Пружина 15 сдвигает циркуляционную втулку 9 наверх - порталы втулки 10 закрываются, буровой раствор вновь продолжает поступать ниже порталов втулки 10 (Фиг. 9). Использованные шары активации 33 и шары дезактивации 34 улавливаются устройством для сбора шаров 25, находящимся в нижней части резьбового переводника 6 и не препятствуют дальнейшим работам.The decontamination balls 34, having reached the seat 11, block the washing ports under the action of the fluid flow (Fig. 7). The mud pump continues to work, the pressure rises, the device is deactivated and the activation ball 33 is pressed (cut off) through the seat 11 (Fig. 8). The spring 15 shifts the circulation sleeve 9 up - the portals of the sleeve 10 are closed, the drilling fluid continues to flow below the portals of the sleeve 10 (Fig. 9). Used activation balls 33 and decontamination balls 34 are caught by the device for collecting balls 25 located in the lower part of the threaded sub 6 and do not interfere with further work.

Чтобы иметь возможность заполнять или дренировать (подъем без «сифона») бурильную колонну во время работ, необходимо активировать функцию «автозатвор».In order to be able to fill or drain (lift without a "siphon") drill string during work, it is necessary to activate the "shutter" function.

Внимание: Функция «автозатвор» активируется только при посаженном в седло 11 шаре активации 33.Attention: The “auto-shutter” function is activated only when activation ball 33 is seated in the saddle 11.

Для этого необходимо бросить в бурильные трубы один пластиковый фиксирующий шар (входит в комплект циркуляционного клапана, поставляемого на буровую) и прокачать его расчетным объемом бурового раствора. Фиксирующий шар, достигнув порталов втулки, под действием потока жидкости застревает в одном из промывочных порталов корпуса 19 и, таким образом, фиксирует циркуляционную втулку 9 в нижнем положении (Фиг. 10).For this, it is necessary to drop one plastic fixing ball into the drill pipes (included in the set of the circulation valve supplied to the drill) and pump it with the estimated volume of drilling mud. The locking ball, having reached the portals of the sleeve, gets stuck in one of the washing portals of the housing 19 under the action of the fluid flow and, thus, fixes the circulation sleeve 9 in the lower position (Fig. 10).

Для дезактивации устройства с активированной функцией «автозатвор» необходимо бросить в бурильные трубы шара дезактивации 34 (входят в комплект устройства, поставляемого на буровую) и прокачать их расчетным объемом бурового раствора. Один из шаров дезактивации 34, достигнув седла 11, под действием потока жидкости перекрывают открытый портал корпуса 19 (второй закрыт фиксирующим шаром 34), буровой насос продолжает работать, давление растет, фиксирующий шар продавливается (срезается) через промывочный порт в кольцевое пространство, далее второй шар дезактивации 34 перекрывает портал корпуса 19 - происходит дезактивация клапана, как описано на Фиг. 11 и 12.To deactivate a device with the “auto-shut-off” function activated, it is necessary to drop the decontamination ball 34 (included in the set of the device supplied to the drilling rig) into the drill pipes and pump them with the estimated volume of drilling mud. One of the decontamination balls 34, having reached the seat 11, is blocked by the fluid flow by opening the open portal of the housing 19 (the second is closed by the fixing ball 34), the mud pump continues to work, the pressure rises, the fixing ball is pressed through (through the flushing port) into the annular space, then the second decontamination ball 34 overlaps the portal of housing 19 — the valve is deactivated as described in FIG. 11 and 12.

Применение полезной модели позволило:Application of the utility model allowed:

- повысить ресурс и надежность, предотвращает прихват циркуляционной втулки и гидроабразивный размыв расходных отверстий порталов втулки, упрощает конструкцию,- to increase the resource and reliability, prevents the seizure of the circulation sleeve and hydroabrasive erosion of the flow openings of the portals of the sleeve, simplifies the design,

- повысить ресурс, снизить стоимость изготовления и обслуживания, за счет применения фиксирующей втулки достаточной длины, установленной перед седлом по потоку,- increase the resource, reduce the cost of manufacture and maintenance, through the use of a fixing sleeve of sufficient length installed in front of the saddle in the flow,

- улучшить герметичность взаимно-перемещаемых деталей устройства, за счет применения дополнительно установленных уплотнительных колец прямоугольного сечения,- to improve the tightness of mutually movable parts of the device, through the use of additionally installed sealing rings of rectangular cross section,

- многократно производить закачку всех типов кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора, улучшает промывку ствола скважины,- repeatedly to pump all types of muds into the absorption zone of the drilling fluid, improves flushing of the wellbore,

- многократно производить ремонт циркуляционного клапана проточкой первого края и внутренней резьбы за счет достаточной длины фиксирующей втулки,- repeatedly repair the circulation valve by grooving the first edge and internal thread due to the sufficient length of the locking sleeve,

- расширить номенклатуру изделий определенного назначения: циркуляционных клапанов.- expand the range of products for a specific purpose: circulation valves.

Claims

1. The circulation valve of the drill string, containing a tubular body with two edges and a threaded sub with threads on their edges, interconnected, mounted and sealed in the tubular body with the possibility of axial movement of the circulation sleeve with the sleeve portal, a seat located inside the circulation sleeve, a guide a ring located in the input part of the housing, a spring pressing the inner end of the circulation sleeve to the guide ring, and also containing the valve body portal, while the portals are closed you are inactive mode with the circulating sleeve in which the pumping fluid is supplied through the drill string, open and provide communication with the interior of the drill string, when the circulation valve is in active mode, the seat is designed to allow the discharge ball to pass through the narrowing section of its bore at the movement of the fluid along the drill string, the circulation sleeve is configured to block the flow of fluid through the portals discharged one after another the other with decontamination balls, as well as containing a basket for catching balls that have passed through the narrowing section of the passage section of the saddle, characterized in that the fixing sleeve is fixedly installed in front of the saddle having an inner diameter equal to the maximum inner diameter of the saddle, and the saddle is fixed by at least one fixing screw.

2. The circulation valve of the drill string according to claim 1, characterized in that the length of the fixing sleeve is made from the ratio:

L ₁ = (0.5 ÷ 1.0) D ₀ ,

where: L ₁ - the length of the locking sleeve,

D ₀ - the outer diameter of the locking sleeve.

3. The circulation valve of the drill string according to claim 1 or 2, characterized in that the retaining sleeve is installed inside the first edge of the tubular body by press fit.

4. The circulation valve of the drill string according to claim 1 or 2, characterized in that the movement of the lower part of the circulation sleeve is limited by at least one radial limiter.

5. The drill string circulation valve according to claim 4, characterized in that the seal of the circulation sleeve in the tubular body is made of three cuffs installed on the circulation sleeve near the guide ring and on both sides of the portal of the body in the initial position and at least one rectangular ring between the portal bushings and two lower cuffs.

6. The circulation valve of the drill string according to claim 1 or 2, characterized in that the activation ball is made of plastic.