RU2250353C2

RU2250353C2 - Well valve device

Info

Publication number: RU2250353C2
Application number: RU2003106514/03A
Authority: RU
Inventors: зев О.Л. Вит (RU); О.Л. Витязев; Б.Ю. Хайруллин (RU); Б.Ю. Хайруллин; А.В. Секисов (RU); А.В. Секисов
Original assignee: Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш")
Priority date: 2003-03-07
Filing date: 2003-03-07
Publication date: 2005-04-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: well valve device has body with upper inner and lower outer attaching threads. In recess, made in middle portion of body, a lid is fixedly placed with through aperture. In lower portion of body from the end of recess side and longitudinal channels are made, provided with saddles and ball valve with diameter d, mounted in saddle of side channel and capable of returning through recess into longitudinal channel and backwards. On the saddle of longitudinal channel ball valve with diameter D is placed. Diameter D is greater than diameter d of side channel ball valve. Distance L between centers of side and longitudinal channels is not greater than two diameters d of ball valve of side channel, i.e. L < 2 d. Depth G of placement of mounting surface of longitudinal channel saddle from end of recess is greater than sum of diameters d and D of ball valves, i.e. G < D + d. Depth g of placement of mounting surface of side channel saddle surface from end of recess is not greater than half of diameter d of ball valve of side channel, i.e. g < 0.5 d. on end surface of lid, directed to channels in diametric plane, a small recess is made in form of cylindrical segment having width B and height H. Width B of small recess is greater than diameter d of ball valve of side channel and is less than diameter D of ball valve of longitudinal channel, i.e. d < B < D. Height H of small recess is greater than diameter d of ball valve of side channel, i.e. H > d. Symmetry plane of recess coincides with plane, passing through centers of longitudinal and side channels. Through aperture of lid is made above small recess in form of groove with width b, value of which is less than diameter d of side channel ball valve, i.e. b < d. Most of area of through aperture is made above half of small recess, placed above longitudinal channel.

EFFECT: higher reliability, broader range of functional capabilities, lesser manufacture and maintenance costs.

8 dwg

Description

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть использовано в нефтедобывающих скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами (далее ЭЦН).The invention relates to downhole equipment and can be used in oil wells equipped with submersible electric centrifugal pumps (hereinafter referred to as ESP).

Известно “Скважинное клапанное устройство”, включающее корпус с седлом и радиальными отверстиями, в котором размещена подвижная втулка с уплотнениями, взаимодействующая с седлом, и подпружиненный обратный клапан золотникового типа, установленный в подвижной втулке с возможностью продольного перемещения [1].The well-known “downhole valve device”, comprising a housing with a seat and radial holes, which houses a movable sleeve with seals that interacts with the seat, and a spring-loaded check valve type installed in the movable sleeve with the possibility of longitudinal movement [1].

Недостатком известного устройства является невозможность обеспечения опрессовки (гидравлического испытания) колонны насосно-компрессорных труб (далее НКТ), на которых устройство спускается в скважину вместе с ЭЦН. Это обстоятельство в случае негерметичности колонны НКТ (по телу труб или по резьбовым соединениям) не позволяет диагностировать причину отсутствия или уменьшения подачи флюида погружным насосом из скважины на поверхность и приводит к дополнительным трудозатратам на спуско-подъемные операции (далее СПО) для определения причины нештатной работы скважины.A disadvantage of the known device is the inability to provide pressure testing (hydraulic testing) of the tubing string (hereinafter tubing), on which the device is lowered into the well along with the ESP. This circumstance, in the event of a leak in the tubing string (along the pipe body or through threaded joints), does not allow to diagnose the reason for the absence or decrease in fluid supply by the submersible pump from the well to the surface and leads to additional labor costs for tripping operations (hereinafter referred to as STR) to determine the cause of emergency wells.

Известно “Скважинное клапанное устройство”, включающее корпус, состоящий из верхнего и нижнего узлов, гидравлически сообщающихся между собой посредством осевого канала, выполненного в нижнем узле, и каналов, выполненных в нижнем узле со смещением от его продольной оси; верхний клапан с седлом, фиксатором предельного давления и затвором, установленным в канале, сообщающим полость верхнего узла с затрубным пространством, и нижний клапан, установленный в осевом канале нижнего узла [2].It is known “Downhole valve device”, comprising a housing consisting of upper and lower nodes hydraulically communicating with each other through an axial channel made in the lower node, and channels made in the lower node with an offset from its longitudinal axis; an upper valve with a seat, a limit pressure lock and a shutter installed in the channel communicating the cavity of the upper assembly with the annulus, and a lower valve mounted in the axial channel of the lower assembly [2].

Недостатком известного устройства является невозможность обеспечения заполнения скважинным флюидом колонны НКТ, на которых устройство спускается в скважину вместе с ЭЦН, непосредственно из скважины ввиду того, что верхний клапан в исходном положении при спуске постоянно перекрывает канал, сообщающий полость верхнего узла с затрубным пространством. Поэтому заполнение колонны НКТ при использовании известного устройства возможно только через ЭЦН, что ограничивает скорость СПО и приводит к дополнительным затратам времени. Кроме того, известное устройство не обеспечивает возможности слива флюида из колонны НКТ при ее подъеме на поверхность ввиду того, что при остановке ЭЦН верхний клапан от воздействия давления столба жидкости в НКТ остается в верхнем положении и перекрывает канал, сообщающий полость верхнего узла с затрубным пространством. Это обстоятельство существенно затрудняет выполнение СПО ввиду излива флюида из каждой трубы, отвинчиваемой от колонны НКТ при ее подъеме, ухудшает санитарно-экологическую обстановку на устье скважины и приводит к дополнительным временным и трудовым затратам.A disadvantage of the known device is the impossibility of ensuring that the borehole fluid is filled with tubing strings, on which the device descends into the borehole along with the ESP, directly from the borehole because the top valve in the initial position during descent constantly closes the channel communicating the cavity of the upper assembly with the annulus. Therefore, the filling of the tubing string when using the known device is possible only through the ESP, which limits the speed of the STR and leads to additional time costs. In addition, the known device does not provide the ability to drain fluid from the tubing string when it rises to the surface due to the fact that when the ESP stops, the upper valve from the pressure of the liquid column in the tubing remains in the upper position and closes the channel communicating the cavity of the upper assembly with the annulus. This circumstance significantly complicates the execution of open fire due to the outflow of fluid from each pipe unscrewed from the tubing string during its lifting, worsens the sanitary and environmental situation at the wellhead and leads to additional time and labor costs.

Известен “Обратный промывочный клапан”, содержащий корпус с верхней и нижней присоединительными резьбами, в верхней части которого выполнена полость, перекрытая сверху отбойной решеткой, а в нижней части выполнены боковой и продольный каналы, сообщающиеся с полостью и снабженные седлами и шариковым клапаном, имеющим возможность перемещения через полость и размещения в одном из каналов, причем седла в каналах расположены на одном уровне [3].Known “Backwash valve”, comprising a housing with upper and lower connecting threads, in the upper part of which a cavity is made, which is blocked from above by a baffle grill, and in the lower part there are lateral and longitudinal channels communicating with the cavity and equipped with seats and a ball valve, with the possibility of moving through the cavity and placing in one of the channels, and the saddles in the channels are located at the same level [3].

Недостатком известного клапана является ненадежность работы, обусловленная тем, что перед спуском в составе компоновки с ЭЦН шариковый клапан (далее - шарик) непременно должен быть размещен на седле в боковом канале. Однако нельзя исключить случайный наклон или поворот клапана перед свинчиванием при сборке, приводящий к перемещению шарика из бокового канала в продольный, что после сборки с компоновкой, включающей ЭЦН и колонну НКТ, уже невозможно проконтролировать. Кроме того, скорость спуска клапана на НКТ в скважину в компоновке с ЭЦН ограничивается определенной величиной (0,15-0,25 м/с), превышение которой также вызывает перемещение шарикового клапана из бокового канала в продольный, вследствие чего после спуска в заданный интервал становится невозможной обязательная операция - опрессовка колонны НКТ сверху перед запуском ЭЦН. Ввиду этого перед опрессовкой колонны НКТ необходимо вначале включить ЭЦН для перемещения шарика из продольного канала в боковой.A disadvantage of the known valve is the unreliability of operation, due to the fact that before the descent, as part of the ESP assembly, the ball valve (hereinafter referred to as the ball) must certainly be placed on the saddle in the side channel. However, it is impossible to exclude an accidental tilt or rotation of the valve before make-up during assembly, which leads to the displacement of the ball from the side channel to the longitudinal one, which after assembly with an arrangement including an ESP and tubing string is no longer possible to control. In addition, the speed of descent of the valve on the tubing into the well in the ESP assembly is limited to a certain value (0.15-0.25 m / s), the excess of which also causes the ball valve to move from the side channel to the longitudinal one, as a result of which, after descent into a predetermined interval mandatory operation becomes impossible - crimping the tubing string from above before starting the ESP. In view of this, before crimping the tubing string, it is necessary to first turn on the ESP to move the ball from the longitudinal channel to the lateral.

Это же обстоятельство - необходимость искусственного ограничения скорости спуска известного клапана на НКТ в скважину в компоновке с ЭЦН до 0,15-0,25 м/с (при обычной норме скорости СПО не менее 1 м/с) - сужает эксплуатационные возможности, приводит к увеличению времени СПО и повышает затраты при эксплуатации известного клапана.The same circumstance - the need to artificially limit the speed of descent of a known valve on a tubing into a well in an assembly with an ESP to 0.15-0.25 m / s (with the usual rate of standard velocity of not less than 1 m / s) - narrows operational capabilities, leading to increase the time of STR and increases the cost of operating a known valve.

Кроме того, если после спуска известного клапана в заданный интервал шарик будет находиться в продольном канале, возможна ситуация, когда известный клапан вообще не выполнит своего назначения. Это обусловлено тем, что в отбойной решетке известного клапана выполнено множество отверстий и поэтому флюид, перекачиваемый погружным насосом через продольный канал в полость, будет распределяться на множество потоков, поступающих через отверстия отбойной решетки в верхнюю часть известного клапана и далее в колонну НКТ. Разнонаправленность этих потоков в сочетании с их незначительной скоростью при невысокой производительности ЭЦН, приведет к тому, что динамического напора потока флюида, перекачиваемого через известный клапан, будет недостаточно, чтобы переместить шарик из продольного канала в боковой. В связи с этим не исключается ситуация, когда шарик при включении ЭЦН зависнет в продольном канале, пропуская поток нефти через зазоры между своей сферой и конусной, расширяющейся вверх, поверхностью седла. Тем самым, не будет перекрыт боковой канал, и перекачиваемый поток нефти не будет направляться через отбойную решетку в колонну лифтовых НКТ, а будет по пути наименьшего сопротивления направляться через боковой канал в скважину, откуда вновь будет закачиваться ЭЦН и перекачиваться через известный клапан вновь в скважину.In addition, if after the descent of the known valve in a predetermined interval, the ball is in the longitudinal channel, a situation is possible when the known valve does not fulfill its purpose at all. This is due to the fact that many holes are made in the baffle of a known valve, and therefore, the fluid pumped by the submersible pump through the longitudinal channel into the cavity will be distributed into many flows entering through the baffle holes in the upper part of the known valve and then into the tubing string. The multidirectionality of these flows, combined with their insignificant speed at low ESP output, will cause the dynamic head of the fluid flow pumped through a known valve to be insufficient to move the ball from the longitudinal channel to the lateral. In this regard, the situation is not excluded when the ball, when the ESP is turned on, hangs in the longitudinal channel, passing the oil flow through the gaps between its sphere and the conical surface of the saddle expanding upwards. Thus, the side channel will not be blocked, and the pumped oil flow will not be directed through the breaker grate to the tubing string, but will be directed along the path of least resistance through the side channel to the well, from where the ESP will again be pumped and pumped through the known valve again into the well .

При этом конструкция известного клапана технологически сложна в изготовлении, в частности, изготовление наружных и внутренних конусов седел, ответных для седел посадочных гнезд в корпусе и вогнутой сферы отбойной решетки, требуют специального режущего и контрольно-измерительного инструмента и оборудования, что увеличивает стоимость изготовления известного клапана.Moreover, the design of the known valve is technologically difficult to manufacture, in particular, the manufacture of the outer and inner cones of the seats, corresponding to the seats of the seating seats in the body and the concave sphere of the baffle, require special cutting and measuring instruments and equipment, which increases the cost of manufacturing the known valve .

Задачей изобретения является создание технического решения скважинного клапанного устройства, лишенного перечисленных недостатков.The objective of the invention is to provide a technical solution for a downhole valve device devoid of the above disadvantages.

Техническими результатами решения этой задачи являются:The technical results of solving this problem are:

- повышение надежности работы заявляемого скважинного клапанного устройства;- improving the reliability of the claimed downhole valve device;

- уменьшение затрат при эксплуатации;- reduction of operating costs;

- многофункциональность эксплуатации;- multifunctionality of operation;

- уменьшение стоимости изготовления.- reduction in manufacturing costs.

Для обеспечения этих результатов известное скважинное клапанное устройство, содержащее корпус с верхней внутренней и нижней наружной присоединительными резьбами, крышку со сквозным отверстием, неподвижно установленную в расточке, выполненной в средней части корпуса, в нижней части которого от торца расточки выполнены боковой и продольный каналы, снабженные седлами и шариковым клапаном диаметром d, установленным на седле бокового канала и имеющим возможность перемещения через расточку в продольный канал и обратно, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ дополнительно снабжено размещенным на седле продольного канала шариковым клапаном диаметром D, при этом диаметр D шарикового клапана продольного канала больше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть D > d; расстояние L между центрами бокового и продольного каналов не превышает двух диаметров d, то есть L<2d, глубина G расположения посадочной поверхности седла продольного канала от торца расточки превышает сумму диаметров d и D шариковых клапанов, то есть G>D+d, а глубина g расположения посадочной поверхности седла бокового канала от торца расточки не превышает половины диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть g<0,5d; на торцовой поверхности крышки, обращенной к каналам, в диаметральной плоскости выполнена выемка в виде цилиндрического сегмента шириной В и высотой Н, при этом ширина В выемки больше диаметра d шарикового клапана бокового канала и меньше диаметра D шарикового клапана продольного канала, то есть d<В<D, высота Н выемки больше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть Н>d, a плоскость симметрии выемки совпадает с плоскостью, проходящей через центры продольного и бокового каналов; причем сквозное отверстие крышки выполнено над выемкой в виде паза шириной b, величина которой меньше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть b<d, и большая часть площади сквозного отверстия выполнена над половиной выемки, расположенной над продольным каналом.To ensure these results, the well-known downhole valve device comprising a housing with upper internal and lower external connecting threads, a cover with a through hole, fixedly mounted in a bore made in the middle of the body, in the lower part of which from the end of the bore there are lateral and longitudinal channels provided seats and a ball valve of diameter d mounted on the saddle of the side channel and having the ability to move through the bore into the longitudinal channel and vice versa, ACCORDING TO THE INVENTION Yu is additionally equipped with a ball valve of diameter D located on the saddle of the longitudinal channel, and the diameter D of the longitudinal channel ball valve is larger than the diameter d of the side channel ball valve, that is, D> d; the distance L between the centers of the lateral and longitudinal channels does not exceed two diameters d, that is, L <2d, the depth G of the seating surface of the seat of the longitudinal channel from the end of the bore exceeds the sum of the diameters d and D of the ball valves, that is, G> D + d, and the depth g of the seating surface of the seat of the side channel from the end of the bore does not exceed half the diameter d of the ball valve of the side channel, that is, g <0.5d; on the end surface of the lid facing the channels, a recess in the form of a cylindrical segment of width B and height H was made in the diametrical plane, while the width B of the recess is greater than the diameter d of the ball valve of the side channel and less than the diameter D of the ball valve of the longitudinal channel, i.e. d <B <D, the height H of the recess is greater than the diameter d of the ball valve of the side channel, that is, H> d, and the plane of symmetry of the recess coincides with the plane passing through the centers of the longitudinal and side channels; moreover, the through hole of the cover is made above the recess in the form of a groove of width b, the size of which is less than the diameter d of the ball valve of the side channel, that is, b <d, and most of the area of the through hole is made over half of the recess located above the longitudinal channel.

На фиг.1 в разрезе изображен общий вид заявляемого скважинного клапанного устройства (положение - исходное перед спуском в скважину в составе компоновки с НКТ и ЭЦН или при опрессовке колонны НКТ с устья или после остановки ЭЦН в скважине), на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1, на фиг.3 - разрез Б-Б на фиг.1, на фиг.4 - разрез В-В на фиг.1, на фиг.5 в разрезе изображен общий вид заявляемого скважинного клапанного устройства (положение - спуск в скважину или подъем из скважины в составе компоновки с НКТ и ЭЦН), на фиг.6 в разрезе изображен общий вид заявляемого скважинного клапанного устройства (положение - во время работы ЭЦН или при опрессовке колонны НКТ погружным ЭЦН), на фиг.7 - разрез Г-Г на фиг.6, на фиг.8 - разрез Д-Д на фиг.5. Штриховыми линиями со стрелками на фиг.5 и 6 показаны траектории движения флюидов через заявляемое скважинное клапанное устройство, штриховкой в клетку на фиг.7 и 8 обозначены площади сечений для прохода флюидов во время работы ЭЦН или при опрессовке колонны НКТ погружным ЭЦН.Figure 1 in section shows a General view of the inventive downhole valve device (position is the initial one before lowering into the well as part of the assembly with tubing and ESP or when crimping the tubing string from the wellhead or after stopping the ESP in the well), figure 2 is a section A -A in figure 1, figure 3 is a section bB in figure 1, figure 4 is a section bb in figure 1, figure 5 in section shows a General view of the inventive downhole valve device (position - descent into the well or ascent from the well as part of the assembly with tubing and ESP), Fig.6 in section shows a General view of the inventive well zhinnogo valve device (position - during operation of the ESP or crimping the tubing submerged ESP) 7 - YY sectional view in Figure 6, Figure 8 - the D-D section in Figure 5. The dashed lines with arrows in FIGS. 5 and 6 show the fluid paths through the inventive downhole valve device, the cross-sectional areas for fluid passage during ESP operation or during pressure testing of the tubing string with a submersible ESP are indicated by shading into the cell in FIGS. 7 and 8.

Заявляемое скважинное клапанное устройство (далее устройство) состоит из корпуса 1 с верхней внутренней в виде муфты 2 и нижней наружной в виде ниппеля 3 присоединительными резьбами. Ниже полости муфты 2 в корпусе 1 выполнена расточка 4, в которой установлена крышка 5, неподвижно фиксируемая от проворота штифтом 6 (фиг.2, 3 и 4), а от продольного перемещения - разрезным пружинным кольцом 7.The inventive downhole valve device (hereinafter the device) consists of a housing 1 with an upper inner one in the form of a sleeve 2 and a lower outer one in the form of a nipple 3 with connecting threads. Below the cavity of the coupling 2 in the housing 1, a bore 4 is made, in which a cover 5 is mounted, which is fixedly fixed from turning by a pin 6 (Figs. 2, 3 and 4), and from longitudinal movement - by a split spring ring 7.

В нижней части корпуса 1 от торца 8 расточки 4 выполнены продольный канал 9, сообщающий полость 4 с установленным ниже клапана погружным ЭЦН, и боковой канал 10, сообщающий полость 4 с пространством вне устройства, т.е. стволом скважины, при этом расстояние L между центрами бокового канала 10 и продольного канала 9 не превышает двух диаметров d, то есть L<2d. В каналах установлены шариковые клапаны, включающие шар и седло: в боковом канале 10 - шар 11 диаметром d и седло 12, в продольном канале 9 - шар 13 диаметром D и седло 14, причем диаметр D шара 13 больше диаметра d шара 11, т.е. D>d. При этом глубина g расположения посадочной поверхности седла 12 в боковом канале 10 от торца 8 расточки 4 не превышает половины диаметра d шара 11, т.е. g<0,5d, а глубина G расположения посадочной поверхности седла 13 в продольном канале 9 от торца 8 расточки 4 превышает сумму диаметров d и D шаров 11 и 13, т.е. G>D+d (фиг.1, 2, 5 и 6). Таким образом, шар 11 при посадке на седле 12 бокового канала 10 будет гарантированно выступать над торцом 8, а при расположении в продольном канале 9 гарантированно располагаться ниже торца 8.A longitudinal channel 9 is made in the lower part of the housing 1 from the end face 8 of the bore 4, which communicates the cavity 4 with a submersible ESP installed below the valve, and a side channel 10 that communicates the cavity 4 with the space outside the device, i.e. while the distance L between the centers of the side channel 10 and the longitudinal channel 9 does not exceed two diameters d, that is, L <2d. Ball valves are installed in the channels, including a ball and a seat: in the side channel 10, a ball 11 with a diameter of d and a seat 12, in the longitudinal channel 9, a ball 13 with a diameter of D and a seat 14, and the diameter D of the ball 13 is larger than the diameter d of the ball 11, t. e. D> d. Moreover, the depth g of the location of the seating surface of the seat 12 in the side channel 10 from the end 8 of the bore 4 does not exceed half the diameter d of the ball 11, i.e. g <0.5d, and the depth G of the seating surface of the seat 13 in the longitudinal channel 9 from the end face 8 of the bore 4 exceeds the sum of the diameters d and D of the balls 11 and 13, i.e. G> D + d (Figs. 1, 2, 5 and 6). Thus, the ball 11 when landing on the saddle 12 of the side channel 10 will be guaranteed to protrude above the end face 8, and when located in the longitudinal channel 9 is guaranteed to be located below the end face 8.

На торцовой поверхности крышки 5, обращенной к каналам 9 и 10, в диаметральной плоскости выполнена выемка 15 в виде цилиндрического сегмента шириной В и высотой Н (фиг.1, 2, 3 и 7), при этом ширина В выемки 15 больше диаметра d шара 11 и меньше диаметра D шара 13, т.е. d<В<D, высота Н выемки 15 больше диаметра d шара 11, т.е. Н>d, а плоскость симметрии выемки 15 совпадает с плоскостью, проходящей через центры каналов 9 и 10. Над выемкой 15 в крышке 5 выполнено сквозное отверстие 16 в виде паза шириной b, при этом ширина b сквозного отверстия 16 меньше диаметра d шара 11, т.е. b<d, и большая часть площади сквозного отверстия 16 выполнена над половиной выемки 15, расположенной над продольным каналом 9.On the end surface of the cover 5, facing the channels 9 and 10, a recess 15 is made in the diametrical plane in the form of a cylindrical segment with a width B and a height H (Figs. 1, 2, 3 and 7), while the width B of the recess 15 is larger than the diameter d of the ball 11 and less than the diameter D of the ball 13, i.e. d <B <D, the height H of the recess 15 is greater than the diameter d of the ball 11, i.e. H> d, and the symmetry plane of the recess 15 coincides with the plane passing through the centers of the channels 9 and 10. Above the recess 15 in the lid 5 there is a through hole 16 in the form of a groove of width b, while the width b of the through hole 16 is less than the diameter d of the ball 11, those. b <d, and most of the area of the through hole 16 is made over half of the recess 15 located above the longitudinal channel 9.

Заявляемое устройство работает следующим образом.The inventive device operates as follows.

В положении, показанном на фиг.1, устройство на поверхности соединяется с верхней частью погружного ЭЦН (не показан) и спускается на НКТ (не показаны) в скважину. При спуске флюид, находящийся в скважине, за счет перепада давления между незаполненными НКТ и скважиной, поступает через боковой канал 10 в корпус 1 заявляемого устройства, поднимая шар 11 над седлом 12, после чего через выемку 15, сквозное отверстие 16 и расточку 4 флюид поступает в полость муфты 2 и далее заполняет НКТ. При этом независимо от скорости спуска устройства и соответственно скорости потока скважинного флюида, циркулирующего через устройство, шар 11 гарантированно переместится в выемку 15 и далее в продольный канал 9, где расположится сверху шара 13 (фиг.5).In the position shown in figure 1, the device on the surface is connected to the upper part of the submersible ESP (not shown) and descends onto the tubing (not shown) into the well. During the descent, the fluid located in the well due to the pressure differential between the unfilled tubing and the well enters through the side channel 10 into the housing 1 of the inventive device, raising the ball 11 above the seat 12, and then through the recess 15, the through hole 16 and the bore 4, the fluid enters into the cavity of the coupling 2 and further fills the tubing. In this case, regardless of the descent speed of the device and, accordingly, the flow rate of the well fluid circulating through the device, the ball 11 is guaranteed to move into the recess 15 and further into the longitudinal channel 9, where it will be located on top of the ball 13 (Fig. 5).

Этому способствуют следующие обстоятельства:The following circumstances contribute to this:

- величина глубины g расположения посадочной поверхности седла 12 в боковом канале 10 от торца 8 расточки 4, не превышающая половины диаметра d шара 11, т.е. g<0,5d, расположение выемки 15 в плоскости, проходящей через центры каналов 9 и 10, и соотношение размеров выемки 15 и шара 11, при котором ширина В и высота Н выемки 15 больше диаметра d шара 11, т.е. В>d и Н>d, благодаря чему шар 11 после отрыва потоком флюида от седла 12 немедленно оказывается в выемке 15;- the depth value g of the location of the seating surface of the seat 12 in the side channel 10 from the end 8 of the bore 4, not exceeding half the diameter d of the ball 11, i.e. g <0.5d, the location of the recess 15 in the plane passing through the centers of the channels 9 and 10, and the ratio of the dimensions of the recess 15 and the ball 11, in which the width B and the height H of the recess 15 are larger than the diameter d of the ball 11, i.e. B> d and H> d, so that the ball 11 after separation from the fluid flow from the seat 12 immediately appears in the recess 15;

- форма выполнения выемки 15 в виде цилиндрического сегмента, ширина В и высота Н которого больше диаметра d шара 11, т.е. В>d и Н>d, благодаря чему шар 11 может беспрепятственно перемещаться по выемке 15 из бокового канала 10 в сторону продольного канала 9 и наоборот;- the embodiment of the recess 15 in the form of a cylindrical segment, the width B and height H of which is greater than the diameter d of the ball 11, i.e. B> d and H> d, so that the ball 11 can freely move along the recess 15 from the side channel 10 towards the longitudinal channel 9 and vice versa;

- величина расстояния L между центрами бокового канала 9 и продольного канала 10, не превышающая суммарной величины двух диаметров d шара 11, то есть L<2d, форма выполнения сквозного отверстия 16 над выемкой 15 в виде паза, ширина b которого меньше диаметра d шара 11, т.е. b<d, и расположение большей части площади сквозного отверстия 16 над половиной выемки 15, расположенной над продольным каналом 9, благодаря чему поток флюида, циркулируя через канал 10 и выемку 15 по направлению к сквозному отверстию 16, будет оказывать воздействие на шар 11 и на половину выемки 15, расположенной над продольным каналом 9, что обеспечивает перемещение шара 11 из канала 10 в канал 9, расстояние L между которыми меньше суммарной величины двух диаметров d шара 11, то есть L<2d.- the distance L between the centers of the side channel 9 and the longitudinal channel 10, not exceeding the total value of two diameters d of the ball 11, that is, L <2d, the form of the through hole 16 above the recess 15 in the form of a groove whose width b is less than the diameter d of the ball 11 , i.e. b <d, and the location of most of the area of the through hole 16 above the half of the recess 15 located above the longitudinal channel 9, so that the fluid flow circulating through the channel 10 and the recess 15 towards the through hole 16 will affect the ball 11 and half of the recess 15 located above the longitudinal channel 9, which ensures the movement of the ball 11 from the channel 10 to the channel 9, the distance L between which is less than the total value of the two diameters d of the ball 11, that is, L <2d.

Таким образом, выполнение спуско-подъемных операций (СПО) с заявляемым устройством не ограничивается определенной величиной скорости СПО, что сокращает время СПО и уменьшает затраты при эксплуатации заявляемого устройства. Отсутствие необходимости жесткого контроля за величиной скорости СПО приводит к упрощению технологического процесса СПО, что также способствует уменьшению затрат при эксплуатации заявляемого устройства.Thus, the implementation of hoisting operations (STR) with the claimed device is not limited to a certain value of the speed of the STR, which reduces the time of the STR and reduces the cost of operating the inventive device. The absence of the need for strict control over the velocity of the STR leads to a simplification of the technological process of the STR, which also helps to reduce costs during operation of the inventive device.

Кроме того, благодаря тому, что величина глубины G расположения посадочной поверхности седла 14 в продольном канале 9 от торца 8 расточки 4 превышает сумму диаметров d и D шаров 11 и 13, то есть G > D + d, шару 11 в продольном канале 9 гарантированно обеспечивается расположение ниже торца 8. Тем самым, поток жидкости из скважины, направленно циркулирующий через канал 10, выемку 15 и отверстие 16 даже в турбулентном режиме, минует ниже расположенный в канале 9 шар 11 и не сможет извлечь его из канала 9 в выемку 15, что предотвращает хаотичное перемещение и удары шара 11 о стенки выемки 15 и связанный с этим интенсивный износ как шара 11, так и крышки 5 вследствие возможных процессов наклепа, образования микротрещин и выколов металла из тела шара 11 и крышки 5. Таким образом, заявляемое соотношение глубины G расположения седла 14 и диаметров d и D шаров 11 и 13 способствует повышению надежности работы и увеличению долговечности заявляемого устройства.In addition, due to the fact that the depth G of the location of the seating surface of the saddle 14 in the longitudinal channel 9 from the end face 8 of the bore 4 exceeds the sum of the diameters d and D of the balls 11 and 13, that is, G> D + d, the ball 11 in the longitudinal channel 9 is guaranteed the location is provided below the end 8. Thus, the fluid flow from the well, directionally circulating through the channel 10, the recess 15 and the hole 16 even in turbulent mode, passes below the ball 11 located in the channel 9 and cannot be removed from the channel 9 into the recess 15, which prevents chaotic movement and shock w RA 11 about the walls of the recess 15 and the associated intensive wear of both the ball 11 and the cover 5 due to possible processes of hardening, the formation of microcracks and punctures of the metal from the body of the ball 11 and the cover 5. Thus, the claimed ratio of the depth G of the location of the saddle 14 and the diameters d and D balls 11 and 13 helps to increase reliability and increase the durability of the inventive device.

В соответствии с технологическим регламентом эксплуатации погружного ЭЦН после его спуска в заданный интервал скважины необходимо произвести опрессовку лифтовой колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), чтобы убедиться в ее герметичности. Эта операция возможна в двух вариантах:In accordance with the operating procedures for the operation of the submersible ESP, after its descent into the specified interval of the well, it is necessary to pressure test the tubing string (tubing) to ensure its tightness. This operation is possible in two versions:

а) вариант 1 - путем нагнетания жидкости в колонну НКТ, закрытую на устье задвижкой, из скважины до необходимого давления путем включения погружного ЭЦН и при этом в заявляемом устройстве должен быть открыт продольный канал 9, чтобы нагнетаемая жидкость циркулировала через устройство в колонну НКТ; должен быть герметично закрыт боковой канал 10, чтобы при опрессовке нагнетаемая жидкость не циркулировала через устройство в скважину;a) option 1 - by injecting fluid into the tubing string closed at the wellhead with a valve from the well to the required pressure by turning on the submersible ESP and, in the inventive device, the longitudinal channel 9 must be open so that the pumped fluid circulates through the device into the tubing string; the side channel 10 must be hermetically closed so that during pressure testing the injected fluid does not circulate through the device into the well;

б) вариант 2 - путем нагнетания жидкости до необходимого давления с поверхности в колонну НКТ и при этом в заявляемом устройстве должны быть герметично закрыты как продольный канал 9, так и боковой канал 10 для того, чтобы при опрессовке нагнетаемая жидкость не циркулировала через устройство в скважину или в погружной ЭЦН.b) option 2 - by pumping the fluid to the required pressure from the surface into the tubing string and in this case both the longitudinal channel 9 and the side channel 10 must be hermetically closed so that the injection fluid does not circulate through the device into the well during pressure testing or in a submersible ESP.

Поскольку после спуска и установки в заданный интервал шар 11 будет находиться в продольном канале 9 на шаре 13 (фиг.5), а для опрессовки колонны НКТ по обоим вариантам необходимо герметично перекрыть боковой канал 10, шар 11 должен быть перемещен из продольного канала 9 в боковой канал 10. Для этого кратковременно включают погружной ЭЦН, который будет нагнетать жидкость из скважины через заявляемое устройство в колонну НКТ. При этом потоком циркулирующей жидкости шар 13 будет отрываться от седла 14, одновременно поднимая шар 11, который выйдет из продольного канала 9 в выемку 15. Дальнейшим подъемом шара 13 до упора в хорды, образуемые пересечением выемки 15 с нижним торцом крышки 5, и воздействием потока нагнетаемой от ЭЦН жидкости, циркулирующей через канал 9, выемку 15, сквозное отверстие 16, расточку 4 и полость муфты 2 в колонну НКТ, шар 11 будет перемещен по выемке 15 в боковой канал 10, где разместится на седле 12, герметично перекрыв боковой канал 10 и обеспечивая возможность опрессовки колонны НКТ (фиг.6.), Контроль за перемещением шара 11 из продольного канала 9 в боковой канал 10 осуществляется на поверхности: по циркуляции жидкости, выходящей из колонны НКТ, и повышению давления в последней при закрытии задвижки на устье, что контролируется по манометру. После чего продолжают нагнетание жидкости погружным ЭЦН из скважины до требуемого технологическим регламентом давления опрессовки и, тем самым, производят испытание колонны НКТ на герметичность по варианту 1 (фиг.6).Since after descent and installation at a predetermined interval, the ball 11 will be in the longitudinal channel 9 on the ball 13 (Fig. 5), and for crimping the tubing string in both cases it is necessary to tightly close the side channel 10, the ball 11 should be moved from the longitudinal channel 9 to side channel 10. To do this, briefly turn on the submersible ESP, which will pump fluid from the well through the inventive device into the tubing string. In this case, the ball 13 will tear off from the seat 14 by the flow of circulating liquid, while raising the ball 11, which will exit from the longitudinal channel 9 into the recess 15. By further raising the ball 13 against the stop in the chords formed by the intersection of the recess 15 with the lower end of the cover 5, and the impact of the flow the fluid injected from the ESP circulating through the channel 9, the recess 15, the through hole 16, the bore 4 and the cavity of the sleeve 2 into the tubing string, the ball 11 will be moved along the recess 15 into the side channel 10, where it will be located on the seat 12, hermetically closing the side channel 10 and providing possible pressure testing of the tubing string (Fig. 6.), the control of the movement of the ball 11 from the longitudinal channel 9 to the lateral channel 10 is carried out on the surface: by circulating the fluid leaving the tubing string and increasing the pressure in the latter when closing the valve on the mouth, which is controlled by pressure gauge. Then continue the injection of fluid submersible ESP from the well to the pressure of pressure required by the technological regulations and, thereby, test the tubing string for tightness according to option 1 (Fig.6).

Или выключают погружной ЭЦН для выполнения процесса опрессовки по варианту 2, при этом шар 11 останется на седле 12, перекрыв боковой канал 10, а шар 13 опустится на седло 14, перекрыв продольный канал 9 (фиг.1).Or turn off the submersible ESP to perform the crimping process according to option 2, while the ball 11 will remain on the saddle 12, blocking the side channel 10, and the ball 13 will drop on the saddle 14, blocking the longitudinal channel 9 (figure 1).

После проведения операции проверки на герметичность колонны НКТ включением погружного ЭЦН осуществляют отбор флюида из скважины. При этом шар 11 после опрессовки должен находиться на седле 12 и перекрыть боковой канал 10, а шар 13, будучи приподнятым потоком нагнетаемого от погружного ЭЦН флюида над седлом 14, откроет продольный канал 9, чем обеспечит циркуляцию флюида через канал 9, выемку 15, сквозное отверстие 16 и расточку 4 в полость муфты 2 и далее в НКТ (фиг.6, 7 и 8).After the operation of checking the tightness of the tubing string by turning on the submersible ESP, the fluid is sampled from the well. In this case, the ball 11 after crimping should be on the seat 12 and block the side channel 10, and the ball 13, being a raised flow of fluid injected from the submersible ESP above the seat 14, will open the longitudinal channel 9, which will allow the fluid to circulate through channel 9, the recess 15, through the hole 16 and the bore 4 into the cavity of the sleeve 2 and then into the tubing (Fig.6, 7 and 8).

Подъему шара 13 над седлом 14 и обеспечению циркуляции флюида через устройство способствуют следующие обстоятельства:The lifting of the ball 13 above the seat 14 and the circulation of fluid through the device is facilitated by the following circumstances:

- выполнение выемки 15 в виде цилиндрического сегмента, плоскость симметрии которого совпадает с плоскостью, проходящей через центры каналов 9 и 10, форма выполнения сквозного отверстия 16 над выемкой 15 в виде паза и расположение большей части его площади над половиной выемки 15, расположенной над продольным каналом 9, благодаря чему поток флюида, направленно циркулируя через канал 10 и выемку 15 по направлению к сквозному отверстию 16, осуществит подъем шара 13 из канала 9;- the implementation of the recess 15 in the form of a cylindrical segment, the plane of symmetry of which coincides with the plane passing through the centers of the channels 9 and 10, the form of the through hole 16 above the recess 15 in the form of a groove and the location of most of its area above half of the recess 15 located above the longitudinal channel 9, due to which the fluid flow, directionally circulating through the channel 10 and the recess 15 towards the through hole 16, will lift the ball 13 from the channel 9;

- форма выполнения выемки 15 в виде цилиндрического сегмента, ширина В которого меньше диаметра D, то есть В<D, благодаря чему подъем шара 13 из канала 9 осуществляется до упора шара 13 в хорды, образуемые пересечением выемки 15 с нижним торцом крышки 5, что обеспечивает достаточную площадь сечения для циркуляции флюида через устройство во время работы погружного ЭЦН.- the embodiment of the recess 15 in the form of a cylindrical segment, the width of which is less than the diameter D, that is, B <D, so that the rise of the ball 13 from the channel 9 is carried out until the ball 13 abuts against the chords formed by the intersection of the recess 15 with the lower end of the lid 5, which provides sufficient cross-sectional area for fluid circulation through the device during the operation of the submersible ESP.

При остановке погружного ЭЦН ввиду его отказа в работе, необходимости проведения работ на устье, отключения электроэнергии и т.п. необходимо, чтобы флюид, в это время находящийся в полностью заполненной колонне НКТ, не изливался через заявляемое устройство и ЭЦН обратно в скважину, поскольку повышение уровня жидкости в стволе скважины над погружным ЭЦН будет создавать репрессию на продуктивный пласт и негативно скажется на вызове притока при повторном запуске ЭЦН. Поэтому устройство после остановки ЭЦН должно немедленно отсечь выше расположенную колонну НКТ от скважины и от ЭЦН, для чего необходимо, чтобы оба шара 11 и 13 находились на седлах 12 и 14, перекрывая каналы 9 и 10, т.е. устройство должно находиться в положении, показанном на фиг.1. При этом после остановки ЭЦН в нижней части колонны НКТ, где перед ЭЦН установлено заявляемое устройство, давление флюида будет больше по сравнению с давлением в скважине, т.к. в момент остановки ЭЦН флюид в колонне НКТ был на уровне устья и нагнетался на поверхность, а в скважине уровень жидкости ниже устья. Поскольку во время работы ЭЦН шар 11 находился на седле 12 и канал 10 уже был перекрыт, то флюид, ввиду перепада давлений между колонной НКТ и скважиной, будет перетекать через устройство и ЭЦН в скважину (фиг.6) и переместит шар 13 на седло 14 (фиг.1).When a submersible ESP stops, due to its refusal to work, the need to carry out work at the mouth, power outages, etc. it is necessary that the fluid, which is at that time in the completely filled tubing string, does not spill through the inventive device and the ESP back into the well, since an increase in the liquid level in the wellbore above the submersible ESP will repress the reservoir and adversely affect the flow inflow upon repeated ESP start. Therefore, the device, after stopping the ESP, must immediately cut off the tubing string located above the well and from the ESP, for which it is necessary that both balls 11 and 13 are on the saddles 12 and 14, blocking the channels 9 and 10, i.e. the device should be in the position shown in figure 1. Moreover, after stopping the ESP in the lower part of the tubing string, where the inventive device is installed in front of the ESP, the fluid pressure will be higher than the pressure in the well, because at the time of stopping the ESP, the fluid in the tubing string was at the level of the wellhead and was pumped to the surface, and in the well the fluid level was below the wellhead. Since during operation the ESP ball 11 was located on the seat 12 and the channel 10 was already blocked, the fluid, due to the pressure difference between the tubing string and the well, will flow through the device and the ESP into the well (Fig. 6) and move the ball 13 to the seat 14 (figure 1).

Возвращению шара 13 на седло 14 и надежному незамедлительному отсечению колонны НКТ от ЭЦН после его остановки способствуют следующие обстоятельства:The return of the ball 13 to the saddle 14 and reliable immediate cut-off of the tubing string from the ESP after its stop is facilitated by the following circumstances:

- выполнение выемки 15 в виде цилиндрического сегмента, плоскость симметрии которого совпадает с плоскостью, проходящей через центры каналов 9 и 10, благодаря чему шар 13 из положения контакта с хордами, образуемыми пересечением выемки 15 с нижним торцом крышки 5, после прекращения подачи флюида на поверхность при отключении ЭЦН может переместиться только вниз в канал 9;- execution of the recess 15 in the form of a cylindrical segment, the plane of symmetry of which coincides with the plane passing through the centers of the channels 9 and 10, so that the ball 13 from the contact position with the chords formed by the intersection of the recess 15 with the lower end of the cover 5, after the flow of fluid to the surface is stopped when turned off, the ESP can only move down to channel 9;

- форма выполнения сквозного отверстия 16 над выемкой 15 в виде паза и расположение большей части его площади над половиной выемки 15, расположенной над продольным каналом 9, благодаря чему поток флюида, перетекая из колонны НКТ через полость муфты 2, расточку 4, сквозное отверстие 16 и выемку 15 по направлению к каналу 9, гарантированно осуществит перемещение и посадку шара 13 на седло 14.- the form of the through hole 16 above the recess 15 in the form of a groove and the location of most of its area above the half of the recess 15 located above the longitudinal channel 9, whereby the fluid flow flowing from the tubing string through the cavity of the coupling 2, the bore 4, the through hole 16 and the recess 15 in the direction of the channel 9, is guaranteed to carry out the movement and landing of the ball 13 on the seat 14.

При необходимости проведения ремонта погружного ЭЦН в случае его отказа, проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине, применения методов повышения нефтеотдачи (гидроразрыв, кислотная обработка и пр.) и других работ необходимо извлечь из ствола скважины всю спущенную компоновку, т.е. колонну НКТ с заявляемым устройством и погружным ЭЦН. Однако в некоторых ситуациях предварительно перед подъемом необходимо убедиться в герметичности колонны НКТ, т.е. произвести ее опрессовку. Поскольку после планового выключения ЭЦН или прекращения подачи флюида ввиду остановки ЭЦН из-за его отказа шары 11 и 13 будут находиться на своих седлах 12 и 14 и, следовательно, будут герметично закрыты как продольный канал 9, так и боковой канал 10, устройство будет готово для опрессовки колонны НКТ по варианту 2, т.е. путем нагнетания жидкости с поверхности в колонну НКТ до необходимого давления.If it is necessary to repair a submersible ESP in the event of its failure, to carry out repair and insulation works in the well, apply oil recovery enhancement methods (hydraulic fracturing, acid treatment, etc.) and other works, it is necessary to extract the entire deflated assembly from the wellbore, i.e. tubing string with the claimed device and a submersible ESP. However, in some situations, before lifting it is necessary to verify the tightness of the tubing string, i.e. to test it. Since after the planned shutdown of the ESP or the cessation of fluid supply due to the stop of the ESP due to its failure, the balls 11 and 13 will be on their seats 12 and 14 and, therefore, both the longitudinal channel 9 and the side channel 10 will be hermetically closed, the device will be ready for crimping the tubing string according to option 2, i.e. by pumping liquid from the surface into the tubing string to the required pressure.

Для последующего подъема колонны НКТ с заявляемым устройством и ЭЦН из скважины необходимо, чтобы заявляемое устройство обеспечивало беспрепятственный слив флюида самотеком из колонны НКТ в скважину. В противном случае при отвинчивании на устье каждой очередной насосно-компрессорной трубы из нее будет происходить излив флюида и поскольку добываемым из скважины углеводородным флюидом являются пожаро- и экологически опасные нефть или газовый конденсат, то при их разливе потребуются затраты как на его предотвращение, так при неизбежных утечках - на работы по сбору разлитых около устья утечек флюида, а также на противопожарные, природоохранные и рекультивационные мероприятия.For the subsequent lifting of the tubing string with the inventive device and the ESP from the well, it is necessary that the inventive device provides unimpeded drainage of fluid by gravity from the tubing string into the well. Otherwise, when unscrewing at the mouth of each regular tubing pipe, fluid will spill out of it and since the hydrocarbon fluid produced from the well is fire and environmentally hazardous oil or gas condensate, their spill will require the costs of both preventing it and unavoidable leaks - for collecting spills of fluid spilled around the mouth, as well as for fire, environmental and remediation measures.

Поэтому перед подъемом ЭЦН из скважины в устройстве должен быть открыт канал 10, а шар 11 должен находиться в канале 9 сверху шара 13, т.е. находиться в положении, показанном на фиг.5, что обеспечивает переток флюида, находящегося в колонне НКТ, через полость муфты 2, расточку 4, сквозное отверстие 16, выемку 15 и канал 10 в скважину.Therefore, before raising the ESP from the well in the device, channel 10 should be open, and ball 11 should be in channel 9 on top of ball 13, i.e. to be in the position shown in figure 5, which provides the flow of fluid located in the tubing string through the cavity of the sleeve 2, the bore 4, the through hole 16, the recess 15 and the channel 10 into the well.

Поскольку после отключения ЭЦН и опрессовки колонны НКТ шары 11 и 13 будут находиться на своих седлах 12 и 14, то для осуществления подъема колонны НКТ и обеспечения слива флюида из нее необходимо перевести шар 11 из канала 10 в канале 9. Для этого предварительно перед подъемом в целях безопасности для предотвращения открытого нефтегазового фонтана производится заполнение скважины жидкостью глушения, которая при полном заполнении скважины до устья и дальнейшем нагнетании за счет перепада давления между колонной НКТ и скважиной, поступает через боковой канал 10 в корпус 1 заявляемого устройства, поднимая шар 11 над седлом 12, после чего через выемку 15, сквозное отверстие 16 и расточку 4 поступает в полость муфты 2 и далее в колонну НКТ. При этом поток жидкости переместит шар 11 в выемку 15 и далее в продольный канал 9, где шар 11 расположится сверху шара 13 (фиг.5).Since after the ESP shutdown and pressure testing of the tubing string, balls 11 and 13 will be on their saddles 12 and 14, to lift the tubing string and ensure fluid is drained from it, it is necessary to transfer ball 11 from channel 10 to channel 9. For this, before lifting For safety reasons, to prevent an open oil and gas fountain, the well is filled with kill fluid, which, when the well is completely filled to the wellhead and further injection due to the pressure differential between the tubing string and the well, flows through lateral channel 10 in body 1 of the claimed device, lifting the ball 11 above the seat 12, and then through the recess 15, the through hole 16 and enters the bore 4 clutch cavity 2 and further into the tubing. In this case, the fluid flow will move the ball 11 into the recess 15 and then into the longitudinal channel 9, where the ball 11 will be located on top of the ball 13 (Fig. 5).

Таким образом, применение заявляемого скважинного клапанного устройства обеспечивает по сравнению с аналогами и прототипом:Thus, the use of the inventive downhole valve device provides, in comparison with analogues and prototype:

- повышение надежности работы;- improving the reliability of the work;

Источники, принятые во вниманиеSources taken into account

1. Патент RU №2150575, МПК⁷ Е 21 В 34/06, опубл. 10.06.2000 г.1. Patent RU No. 2150575, IPC ⁷ E 21 V 34/06, publ. 06/10/2000

2. Патент RU №2016189, МПК⁷ Е 21 В 34/06, опубл. 15.07.1994г.2. Patent RU No. 2016189, IPC ⁷ E 21 B 34/06, publ. 07/15/1994

3. Патент RU №2081997, МПК⁷ Е 21 В 34/06, 21/10, опубл. 20.06.1997 г.3. Patent RU No. 2081997, IPC ⁷ E 21 V 34/06, 21/10, publ. 06/20/1997

Claims

A downhole valve device comprising a housing with upper internal and lower external connecting threads, a cover with a through hole, fixedly mounted in a bore made in the middle of the body, in the lower part of which from the end of the bore there are lateral and longitudinal channels provided with seats and a ball valve with a diameter d mounted on the saddle of the side channel and having the ability to move through the bore into the longitudinal channel and vice versa, characterized in that it is further provided with the seat of the longitudinal channel with a ball valve of diameter D, the diameter D of the ball valve of the longitudinal channel being larger than the diameter d of the side channel ball valve, that is, D> d; the distance L between the centers of the side and longitudinal channels does not exceed two diameters d of the ball valve of the side channel, that is, L <2d, the depth G of the seating surface of the seat of the longitudinal channel from the end of the bore exceeds the sum of the diameters d and D of the ball valves, that is, G> D + d, and the depth g of the seating surface of the seat of the side channel from the end of the bore does not exceed half the diameter d of the ball valve of the side channel, that is, g <0.5d; on the end surface of the lid facing the channels, a recess in the form of a cylindrical segment of width B and height H was made in the diametrical plane, while the width B of the recess is greater than the diameter d of the ball valve of the side channel and less than the diameter D of the ball valve of the longitudinal channel, i.e. d <B <D, the height H of the recess is greater than the diameter d of the ball valve of the side channel, that is, H> d, and the plane of symmetry of the recess coincides with the plane passing through the centers of the longitudinal and side channels; moreover, the through hole of the cover is made above the recess in the form of a groove of width b, the size of which is less than the diameter d of the ball valve of the side channel, that is, b <d, and most of the area of the through hole is made over half of the recess located above the longitudinal channel.