RU2599119C1 - Circulation valve of drill column - Google Patents
Circulation valve of drill column Download PDFInfo
- Publication number
- RU2599119C1 RU2599119C1 RU2015108269/03A RU2015108269A RU2599119C1 RU 2599119 C1 RU2599119 C1 RU 2599119C1 RU 2015108269/03 A RU2015108269/03 A RU 2015108269/03A RU 2015108269 A RU2015108269 A RU 2015108269A RU 2599119 C1 RU2599119 C1 RU 2599119C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sleeve
- circulation
- valve
- seat
- spool sleeve
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 104
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 72
- 239000000463 material Substances 0.000 description 32
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 11
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 9
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 9
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 8
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K11/00—Multiple-way valves, e.g. mixing valves; Pipe fittings incorporating such valves
- F16K11/10—Multiple-way valves, e.g. mixing valves; Pipe fittings incorporating such valves with two or more closure members not moving as a unit
- F16K11/20—Multiple-way valves, e.g. mixing valves; Pipe fittings incorporating such valves with two or more closure members not moving as a unit operated by separate actuating members
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Check Valves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение 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 invention relates to devices for drilling oil and gas wells, namely to circulation valves of the drill string, allowing you to repeatedly switch the fluid flow - drilling fluid, including mud, from the inner space of the drill string into the annulus, bypassing all the elements of the layout of the bottom of the drill string 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, Sep. 30, 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 external openings to circumvent said path between the internal bore and consumable annulus of the wellbore, and dividing mechanism mounted between the housing and the piston for guiding the piston between first and second positions (US 8,844,634 B2, Sep. 30, 2014) izheniya fluid and opened.
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 105 выполнен с возможностью нахождения в различных положениях, в которых обеспечивается проход текучей среды по одной из траекторий.The circulation sub 105 is arranged 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 130 от верхнего переводника 110 через циркуляционный переводник 105, расходное отверстие 135 к нижнему переводнику 120 и другим элементам, которые могут располагаться спереди по ходу скважины от нижнего переводника 120, таким как долото.In the first position, the fluid travels along a path 130 from the upper sub 110 through the circulation sub 105, the flow outlet 135 to the lower sub 120 and other elements that may be located upstream of the lower sub 120, such as a bit.
Когда циркуляционный переводник 105 находится во втором положении, текучая среда проходит по траектории 130 в верхнем переводнике 110 вокруг шарика 245 и через отверстия 260 и в конце возвращается в проходное отверстие 135 и вновь попадает на траекторию 130 к нижнему переводнику 120 и другим нижним элементам.When the circulation sub 105 is in the second position, the fluid passes along the path 130 in the upper sub 110 around the ball 245 and through the openings 260 and finally returns to the bore 135 and again enters the path 130 to the lower sub 120 and other lower elements.
В еще одном положении, когда циркуляционный переводник 105 находится в третьем положении, текучая среда отклоняется от траектории 130 через траекторию 132 движения в циркуляционном переводнике 105 к кольцевому зазору 145 ствола скважины, расположенному между участком 100 бурильной колонны и окружающей породой 147.In yet another position, when the circulation sub 105 is in the third position, the fluid deviates from the path 130 through the path 132 of the movement in the circulation sub 105 to the annular gap 145 of the wellbore located between the section 100 of the drill string and the surrounding rock 147.
После попадания в кольцевой зазор 145 ствола скважины текучая среда возвращается на поверхность в обход нижнего переводника 120 и других элементов, которые могут располагаться спереди по ходу скважины от нижнего переводника 120.After falling into the annular gap 145 of the wellbore, the fluid returns to the surface, bypassing the lower sub 120 and other elements that may be located upstream of the lower sub 120.
Делительный механизм 165 обеспечивает перемещение циркуляционного переводника 105 между этими различными положениями.The dividing mechanism 165 allows the circulation sub 105 to move between these different positions.
Как показано на фиг. 9, шарик 245 блокирует проход потока бурового раствора через впускное отверстие 257 клапанного поршня 170.As shown in FIG. 9, ball 245 blocks the passage of mud flow through inlet 257 of valve piston 170.
Смещенный вниз клапанный поршень 170 перекрывает внешние отверстия 140 и прерывает связь текучей средой между траекторией 130 движения текучей среды и кольцевым зазором 145 ствола скважины.A downwardly displaced valve piston 170 overlaps the external openings 140 and interrupts fluid communication between the fluid path 130 and the annular gap 145 of the wellbore.
Таким образом, буровой раствор обтекает шарик 245 и проходит через отверстия 260 на внутреннем диаметре (см. также фиг. 4) в клапанный поршень 170, определяя вторичный внутренний поток.Thus, the drilling fluid flows around the ball 245 and passes through the holes 260 on the inner diameter (see also Fig. 4) into the valve piston 170, determining the secondary internal flow.
После прохождения через отверстия 260 внутреннего диаметра буровой раствор проходит через расходное отверстие 135 циркуляционного переводника 105 к нижнему переводнику 120 и любым элементам, которые могут располагаться в скважине ниже нижнего переводника 120.After passing through the holes 260 of the inner diameter, the drilling fluid passes through the feed hole 135 of the circulation sub 105 to the lower sub 120 and any elements that may be located in the well below the lower sub 120.
При нахождении циркуляционного переводника 105 в проходном положении обеспечивается прохождение бурового раствора от верхнего переводника 110 через инструмент 105 к нижнему переводнику 120.When the circulation sub 105 is in the through position, mud is passed from the upper sub 110 through the tool 105 to the lower sub 120.
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 105 находится во втором или проходном положении, текучая среда проходит по траектории 130 в верхнем переводнике 110 вокруг шарика 245 и через отверстия 260 и в конце возвращается в проходное отверстие 135 и вновь попадает на траекторию 130 к нижнему переводнику 120 и другим нижним элементам, а также в еще одном возможном положении, когда циркуляционный переводник 105 находится в перепускном положении, при котором текучая среда отклоняется от траектории 130 через траекторию 132 движения в циркуляционном переводнике 105 к кольцевому зазору 145 ствола скважины, расположенному между участком 100 бурильной колонны и окружающей породой 147.A disadvantage of the known downhole tool is, for example, the difficulty of the operator determining the true location of the dividing mechanism and the circulation holes in an alternative embodiment, when the circulation sub 105 is in the second or passage position, the fluid passes along the path 130 in the upper sub 110 around the ball 245 and through the holes 260 and finally returns to the through hole 135 and again enters the path 130 to the lower sub 120 and other lower elements, as well as in another possible position when the circulation sub 105 is in the bypass position, in which the fluid deviates from the path 130 through the path 132 of the movement in the circulation sub 105 to the annular gap 145 of the wellbore located between the section 100 of the drill string and the surrounding rock 147.
Другим недостатком известной конструкции является неполная возможность повышения ресурса и надежности, что объясняется гидроабразивным размывом отверстий циркуляционных портов, а также смещенного вниз клапанного поршня 170, который перекрывает внешние отверстия 140 и прерывает связь текучей средой между траекторией 130 движения текучей среды и кольцевым зазором 145 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 waterjet erosion of the holes of the circulation ports, as well as a downwardly displaced valve piston 170, which overlaps the external holes 140 and interrupts the fluid connection between the fluid path 130 and the annular gap 145 of the wellbore when using drilling fluids, including mud materials, for example, when using drilling fluids with a carbonate weighting agent - fraction coated 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, 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 5,499,687, 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 low 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, Mar. 25, 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, Mar. 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 hydroabrasive erosion and a 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 drilling fluid 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) is used as a weighting agent, while 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.
Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, 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 предотвращения прихвата золотниковой гильзы путем установки ее в гильзе, размещенной внутри трубчатого корпуса, фиксации гильзы краями циркуляционных портов в сквозных боковых отверстиях гильзы, выполнения золотниковой втулки с кольцевым каналом на наружной поверхности, а также за счет предотвращения гидроабразивного размыва расходных отверстий циркуляционных портов путем выполнения внутреннего профиля сквозных боковых отверстий золотниковой втулки конфузорным в направлении кольцевого канала на ее наружной поверхности и соосным относительно расходных отверстий циркуляционных портов в активном режиме.The technical problem to which the invention is directed is to increase the life and reliability of the circulation valve as part of a drill string with a gerotor screw hydraulic motor when using drilling fluids, including mud materials, by preventing the spool sleeve from sticking by installing it in a sleeve located inside the tubular body , fixing the sleeve with the edges of the circulation ports in the through lateral holes of the sleeve, performing a spool sleeve with an annular channel n and on the outer surface, as well as by preventing waterjet erosion of the flow openings of the circulation ports by making the internal profile of the through side openings of the spool sleeve confuser in the direction of the annular channel on its outer surface and coaxial with respect to the flow openings of the circulation ports in active mode.
Сущность технического решения заключается в том, что в циркуляционном клапане бурильной колонны, содержащем трубчатый корпус с резьбами на его краях, золотниковую втулку со сквозными боковыми отверстиями, установленную внутри корпуса, седло, размещенное внутри золотниковой втулки, направляющее кольцо, размещенное во входной части корпуса, пружину, прижимающую золотниковую втулку к направляющему кольцу, через внутренние полости корпуса, направляющего кольца, седла и золотниковой втулки осуществляется насосная подача текучей среды, а также содержащем два закрепленных в корпусе циркуляционных порта с расходными отверстиями, указанные циркуляционные порты расположены выше по потоку от седла, 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 содержащем сбрасываемый шар активации, выполненный с возможностью деформации и прохождения через участок сужения проходного сечения седла при движении текучей среды по бурильной колонне, а также содержащем два запирающих шара, сбрасываемых друг за другом, взаимодействующих с циркуляционными портами для блокирования потока текучей среды через указанные циркуляционные порты, а также содержащем скрепленный с корпусом резьбовой переводник с размещенным внутри него устройством для улавливания шаров, прошедших через участок сужения проходного сечения седла, согласно изобретению содержит гильзу, размещенную внутри трубчатого корпуса, снабженную собственными наружными уплотнениями, контактирующими с внутренней поверхностью корпуса, золотниковая втулка установлена с возможностью скольжения внутри гильзы и снабжена собственными уплотнениями относительно внутренней поверхности гильзы, при этом гильза выполнена со сквозными боковыми отверстиями, а каждый циркуляционный порт выполнен с выступающим внутрь от внутренней поверхности корпуса краем, причем гильза зафиксирована каждым сквозным боковым отверстием относительно соответствующего края направленного внутрь циркуляционного порта, при этом золотниковая втулка выполнена с кольцевым каналом на ее наружной поверхности, сообщающимся с ее сквозными боковыми отверстиями, а внутренний профиль каждого сквозного бокового отверстия золотниковой втулки выполнен конфузорным в направлении кольцевого канала на ее наружной поверхности.The essence of the technical solution lies in the fact that in the circulation valve of the drill string containing a tubular body with threads at its edges, a spool sleeve with through side holes installed inside the body, a seat located inside the spool sleeve, a guide ring located in the input part of the body, a spring, pressing the spool sleeve to the guide ring, through the internal cavity of the housing, the guide ring, seat and spool sleeve, pumping fluid is supplied, and t It also contains two circulating ports fixed in the housing with flow openings, these circulating ports are located upstream of the seat, the circulating ports are closed by a spool sleeve in an inactive mode, in which the pump delivers fluid through the drill string, and are open and provide communication with the internal space the drill string when the circulation valve is in active mode, as well as containing a resettable activation ball, made with the possibility of deformation and passage of h a cut of the narrowing section of the passage section of the seat when the fluid moves along the drill string, and also contains two locking balls, discharged one after another, interacting with the circulation ports to block the flow of fluid through the specified circulation ports, and also containing a threaded sub with a housing mounted inside it, a device for catching balls passing through a narrowing section of a passage section of a saddle, according to the invention, comprises a sleeve located inside a tubular core pus, equipped with its own external seals in contact with the inner surface of the housing, the spool sleeve is mounted with the possibility of sliding inside the sleeve and provided with its own seals relative to the inner surface of the sleeve, while the sleeve is made with through side holes, and each circulation port is made with protruding inward from the inner surface case edge, and the sleeve is fixed by each through side hole relative to the corresponding edge directed in the inside of the circulation port, wherein the spool sleeve is made with an annular channel on its outer surface communicating with its through side holes, and the inner profile of each through side hole of the spool sleeve is made confuser in the direction of the annular channel on its outer surface.
Золотниковая втулка выполнена за одно целое с седлом, а также с укороченным задним краем с возможностью сообщения полости между внутренней поверхностью гильзы и наружной поверхностью золотниковой втулки, в которой размещена пружина, с внутренней полостью корпуса, через которую осуществляется насосная подача текучей среды.The spool sleeve is made in one piece with the saddle, as well as with a shortened rear edge with the possibility of communicating the cavity between the inner surface of the sleeve and the outer surface of the spool sleeve, in which the spring is placed, with the internal cavity of the housing through which the pumped fluid is supplied.
Внутренний профиль направляющего кольца выполнен конфузорным в направлении входной части золотниковой втулки, при этом образующая конфузорной поверхности направляющего кольца расположена над внутренней поверхностью входной части золотниковой втулки.The inner profile of the guide ring is made confuser in the direction of the input part of the spool sleeve, while the generatrix of the confuser surface of the guide ring is located above the inner surface of the input part of the spool sleeve.
Внутренний профиль выходной части трубчатого корпуса выполнен диффузорным в направлении устройства для улавливания шаров, прошедших через участок сужения проходного сечения седла.The internal profile of the output part of the tubular body is made diffuser in the direction of the device for catching balls passing through the narrowing section of the passage section of the saddle.
Выполнение циркуляционного клапана таким образом, что содержит гильзу, размещенную внутри трубчатого корпуса, снабженную собственными наружными уплотнениями, контактирующими с внутренней поверхностью корпуса, золотниковая втулка установлена с возможностью скольжения внутри гильзы и снабжена собственными уплотнениями относительно внутренней поверхности гильзы, при этом гильза выполнена со сквозными боковыми отверстиями, а каждый циркуляционный порт выполнен с выступающим внутрь от внутренней поверхности корпуса краем, причем гильза зафиксирована каждым сквозным боковым отверстием относительно соответствующего края направленного внутрь циркуляционного порта, при этом золотниковая втулка выполнена с кольцевым каналом на ее наружной поверхности, сообщающимся с ее сквозными боковыми отверстиями, а внутренний профиль каждого сквозного бокового отверстия золотниковой втулки выполнен конфузорным в направлении кольцевого канала на ее наружной поверхности, обеспечивает повышение ресурса и надежности циркуляционного клапана бурильной колонны, обеспечивает закачку всех типов кольматационных и тампонажных материалов в зоны поглощения бурового раствора, улучшает очистку ствола скважины путем увеличения расхода бурового раствора без выполнения спуско-подъемных операций за счет предотвращения прихвата золотниковой втулки в гильзе, уменьшения гидроабразивного размыва расходных отверстий циркуляционных портов, предотвращения шламования пружины, а также за счет упрощения конструкции, снижения стоимости изготовления и обслуживания.The implementation of the circulation valve in such a way that it contains a sleeve located inside the tubular body, equipped with its own external seals in contact with the inner surface of the housing, the spool sleeve is mounted for sliding inside the sleeve and provided with its own seals relative to the inner surface of the sleeve, while the sleeve is made with through side holes, and each circulation port is made with an edge protruding inward from the inner surface of the housing, and fixed by each through lateral hole relative to the corresponding edge of the inwardly directed circulation port, while the spool sleeve is made with an annular channel on its outer surface communicating with its through side holes, and the inner profile of each through side hole of the spool sleeve is made confuser in the direction of the annular channel on its outer surface, provides increased resource and reliability of the circulation valve of the drill string, provides injection it helps to clean the wellbore by increasing the flow rate of the drilling fluid without performing tripping operations by preventing the spool sleeve from sticking in the sleeve, reducing the water-jet erosion of the flow ports of the circulation ports, and preventing the spring from sludging, and also by simplifying the design, reducing the cost of manufacture and maintenance.
Уменьшение гидроабразивного размыва расходных отверстий циркуляционных портов объясняется тем, что в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, внутренний профиль каждого сквозного бокового отверстия золотниковой втулки выполнен конфузорным в направлении кольцевого канала на ее наружной поверхности, и соосным относительно расходных отверстий циркуляционных портов, что приводит к смещению твердой фракции кольматационных материалов в буровом растворе (в поперечном сечении) к центру струи, истекающей из указанного сквозного бокового отверстия золотниковой втулки, и созданию зоны пристеночной кавитации вдоль стенок расходного отверстия циркуляционного порта, в которой уменьшенное содержание твердой фракции кольматационных материалов.The decrease in waterjet erosion of the flow openings of the circulation ports is explained by the fact that in the active mode, in which the circulation ports are open and provide communication with the internal space of the drill string, the internal profile of each through side hole of the spool sleeve is made confusing in the direction of the annular channel on its outer surface, and coaxial relative to the flow openings of the circulation ports, which leads to the displacement of the solid fraction of mud materials in the drilling race the creator (in cross section) to the center of the jet flowing out of the specified through lateral hole of the spool sleeve, and the creation of a wall cavitation zone along the walls of the flow port of the circulation port, in which the reduced content of solid fraction of clogging materials.
Уменьшение гидроабразивного размыва золотниковой втулки в гильзе, а также предотвращение прихвата золотниковой втулки в гильзе объясняется тем, что указанная золотниковая втулка установлена с возможностью скольжения внутри гильзы и снабжена собственными уплотнениями относительно внутренней поверхности гильзы, при этом указанные уплотнения предотвращают попадание твердой фазы кольматационных материалов в буровом растворе в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, в этом положении циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой и собственным средним и нижним уплотнениями, а также предотвращают попадание твердой фазы кольматационных материалов в буровом растворе в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, но при этом циркуляционные порты также изолированы от твердой фазы кольматационных материалов в буровом растворе за счет собственного верхнего и среднего уплотнений золотниковой втулки.The decrease in hydroabrasive erosion of the spool sleeve in the sleeve, as well as the prevention of the sticking of the spool sleeve in the sleeve, is explained by the fact that said spool sleeve is slideable inside the sleeve and provided with its own seals relative to the inner surface of the sleeve, while these seals prevent the solid phase of the clogging materials from entering the drilling inactive mode, in which pumping fluid is supplied through the drill string, in this floor In the meantime, the circulation ports are closed by a spool sleeve and its own middle and lower seals, and also prevent the solid phase of the clogging materials from entering the drilling fluid in the active mode, in which the circulation ports are open and provide communication with the interior of the drill string, but the circulation ports are also isolated from the solid phase of the mud materials in the drilling fluid due to its own upper and middle seals of the spool sleeve.
Выполнение золотниковой втулки за одно целое с седлом уменьшает гидроабразивный размыв седла и золотниковой втулки в активном режиме, при прокачке бурового раствора, содержащего кольматационные материалы, например, с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в котором в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм, через открытые циркуляционные порты, по существу, после прокачки циркуляционных портов буровым раствором без кольматационных материалов, на котором работает винтовой героторный гидравлический двигатель.The execution of the spool sleeve in one piece with the seat reduces the waterjet erosion of the seat and spool sleeve in the active mode when pumping a drilling fluid containing mud materials, for example, with a reduced solids content (p = 2.2 g / cm 3 ), in which siderite (iron carbonate) is used as a weighting agent, the size of the fraction of colmatization materials is 3 ÷ 5 mm, through open circulation ports, essentially after pumping the circulation ports with drilling mud without colmatizing materials, on Oromo works screw gerotor hydraulic motor.
Выполнение золотниковой втулки с укороченным задним краем с возможностью сообщения полости между внутренней поверхностью гильзы и наружной поверхностью золотниковой втулки, в которой размещена пружина, с внутренней полостью корпуса, через которую осуществляется насосная подача текучей среды, предотвращает шламование и прихват пружины из-за отсутствия сообщающегося канала с затрубным пространством, которое заполняется кольматационным материалом, например, при использовании бурового раствора с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в котором в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), при этом размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм.The execution of the spool sleeve with a shortened rear edge with the possibility of communicating the cavity between the inner surface of the sleeve and the outer surface of the spool sleeve in which the spring is located, with the internal cavity of the housing through which the pumped fluid is supplied, prevents slurry and spring sticking due to the absence of a communicating channel with annular space, which is filled with mud material, for example, when using drilling mud with a low solids content (p = 2.2 g / cm 3 ), in which siderite (iron carbonate) is used as a weighting agent, while the fraction of colmatizing materials is 3–5 mm.
Выполнение циркуляционного клапана таким образом, что внутренний профиль направляющего кольца выполнен конфузорным в направлении входной части золотниковой втулки, при этом образующая конфузорной поверхности направляющего кольца расположена над внутренней поверхностью входной части золотниковой втулки, уменьшает влияние твердой фазы кольматационных материалов, 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, на ресурс ступенчатой пары - золотниковой втулки внутри гильзы в режиме закачки всех типов кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора, а также в режиме очистки ствола скважины путем увеличения расхода бурового раствора через сквозные боковые отверстия золотниковой втулки и кольцевой канал на наружной поверхности золотниковой втулки, сообщающий в активном режиме сквозные боковые отверстия золотниковой втулки с расходными отверстиями циркуляционных портов.The circulation valve is designed so that the inner profile of the guide ring is confused in the direction of the inlet part of the spool sleeve, while the generatrix of the confuser surface of the guide ring is located above the inner surface of the inlet part of the spool sleeve, reduces the influence of the solid phase of the clogging materials, for example, when using drilling fluids with weighting carbonate - fractional marble chips (p = 1.8 g / cm 3) or when using the drilling muds with UNDERVOLTAGE nnym solids content (p = 2.2 g / cm 3) which is used as a weighting agent siderite (iron carbonate), the size colmatation materials fraction is 3 ÷ 5 mm, the resource stepwise couples - slide valve sleeve inside the liner the mode of injection of all types of mud materials into the absorption zones of the drilling fluid, as well as in the mode of cleaning the wellbore by increasing the flow rate of the drilling fluid through the through lateral openings of the spool sleeve and the annular channel on the outer surface of the spool sleeve, with communicating in active mode through side openings of the spool sleeve with flow openings of the circulation ports.
Выполнение циркуляционного клапана таким образом, что внутренний профиль выходной части трубчатого корпуса выполнен диффузорным в направлении устройства для улавливания шаров, прошедших через участок сужения проходного сечения седла золотниковой втулки, обеспечивает снижение потерь давления (гидравлической мощности) бурового раствора, включающего кольматационные материалы, при обтекании устройства для улавливания шаров и прокачке бурового раствора через устройство для улавливания шаров.The implementation of the circulation valve in such a way that the inner profile of the output part of the tubular body is made diffuser in the direction of the device for catching balls passing through the narrowing section of the passage section of the seat of the spool sleeve, reduces the loss of pressure (hydraulic power) of the drilling fluid, including mud materials, around the device for catching balls and pumping drilling fluid through a device for catching balls.
Такое выполнение циркуляционного клапана позволяет многократно переключать поток бурового раствора, включающего кольматационные материалы, из внутреннего пространства бурильной колонны в затрубное, минуя все элементы компоновки низа бурильной колонны, находящиеся ниже клапана, посредством сбрасываемого шара активации, выполненного с возможностью деформации и прохождения через участок сужения проходного сечения седла при движении потока бурового раствора по бурильной колонне, а также при помощи двух твердых запирающих шаров, сбрасываемых друг за другом, взаимодействующих с циркуляционными портами для блокирования потока бурового раствора через циркуляционные порты, без выполнения спуско-подъемных операций.This embodiment of the circulation valve allows you to repeatedly switch the flow of the drilling fluid, including mud materials, from the inner space of the drill string to the annulus, bypassing all the bottom of the drill string layout elements located below the valve, by means of a reset ball of activation made with the possibility of deformation and passage through the narrowing section of the passage section of the saddle when the flow of drilling fluid along the drill string, as well as using two solid locking balls, discharge each other, interacting with the circulation ports to block the flow of drilling fluid through the circulation ports, without carrying out hoisting operations.
Данный циркуляционный клапан может быть применен в следующих случаях:This circulation valve can be used in the following cases:
- для закачки всех типов кольматационных и тампонажных материалов в зоны поглощения бурового раствора.- for pumping all types of muds and grouting materials into the absorption zones of the drilling fluid.
- для улучшения очистки ствола скважины путем увеличения расхода бурового раствора, в частности при бурении горизонтальных скважин и скважин с большим отходом забоя от вертикали.- to improve the cleaning of the wellbore by increasing the flow rate of the drilling fluid, in particular when drilling horizontal wells and wells with a large deviation of the bottomhole from the vertical.
- для восстановления параметров буровых растворов.- to restore the parameters of drilling fluids.
Ниже представлен лучший вариант циркуляционного клапана, предназначенного для бурильной колонны с героторным винтовым гидравлическим двигателем.Below is the best version of a circulation valve designed for a drill string with a gerotor screw hydraulic motor.
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 циркуляционный клапан в активном режиме, шар активации сброшен в скважину и закрыл седло золотниковой втулки, перепуск бурового раствора через отверстия циркуляционных портов.In FIG. 2 shows the circulation valve in the active mode, the activation ball was dropped into the well and closed the spool sleeve seat, bypassing the drilling fluid through the openings of the circulation ports.
На фиг. 3 изображен циркуляционный клапан, два запирающих шара сброшены в скважину для блокирования потока бурового раствора через отверстия циркуляционных портов.In FIG. 3 shows a circulation valve, two locking balls are discharged into the well to block the flow of drilling fluid through the openings of the circulation ports.
На фиг. 4 изображен циркуляционный клапан в неактивном режиме, два запирающих шара продавили шар активации и движутся в устройство для улавливания шаров.In FIG. 4 shows the circulation valve in an inactive mode, two locking balls have pushed the activation ball and move into the device for catching the balls.
На фиг. 5 изображен разрез А-А на фиг. 2 поперек отверстий циркуляционных портов и боковых отверстий гильзы, размещенной в корпусе.In FIG. 5 shows a section AA in FIG. 2 across the holes of the circulation ports and the side holes of the sleeve located in the housing.
На фиг. 6 изображен разрез Б-Б на фиг. 2 поперек входной части устройства для улавливания шаров, прошедших через участок сужения проходного сечения седла золотниковой втулки.In FIG. 6 shows a section BB in FIG. 2 across the inlet of the device for catching balls passing through the narrowing section of the passage section of the seat of the spool sleeve.
На фиг. 7 изображен элемент I на фиг. 1 внутреннего профиля направляющего кольца, выполненного конфузорным в направлении входной части золотниковой втулки.In FIG. 7 shows element I in FIG. 1 of the inner profile of the guide ring, made embarrassing in the direction of the input part of the spool sleeve.
Циркуляционный клапан содержит трубчатый корпус 1 с внутренней резьбой 2 на краю 3, предназначенный для соединения с низом верхней части бурильной колонны (не показанной), а также с наружной резьбой 4 на краю 5 для соединения с резьбовым переводником 6, предназначенным для соединения резьбой 7, выполненной на краю 8 указанного резьбового переводника 6, с верхом нижней части бурильной колонны (не показанной), а также содержит золотниковую втулку 9 со сквозными боковыми отверстиями 10 и 11, установленную внутри корпуса 1, седло 12, размещенное внутри золотниковой втулки 9, направляющее кольцо 13, размещенное во входной части 14 корпуса 1, пружину 15, прижимающую золотниковую втулку 9 к направляющему кольцу 13, изображено на фиг. 1, 2, 5, 7.The circulation valve comprises a
В неактивном режиме через внутренние полости корпуса 1, направляющего кольца 13, седла 12 и золотниковой втулки 9 осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 16, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с (по СПВ-5), содержащего твердые фазы раствора - песка с размерами 0,15÷0,95 мм, содержание песка не более 1%, и до 5% нефтепродуктов, при гидростатическом давлении 25÷30 МПа, при этом в указанном режиме осуществляют бурение скважины винтовым героторным гидравлическим двигателем, изображено на фиг. 1.In an inactive mode, through the internal cavities of the
В активном режиме через внутренние полости корпуса 1, направляющего кольца 13 и входной части золотниковой втулки 9 осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 16, содержащего кольматационные материалы 17, например, при использовании бурового раствора с карбонатным утяжелителем - фракционированной мраморной крошкой (р=1,8 г/см3) или при использовании бурового раствора с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в котором в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), при этом размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм, изображено на фиг. 2, 5.In active mode, through the internal cavities of the
Циркуляционный клапан содержит два закрепленных в корпусе 1 циркуляционных порта 18 и 19 с расходными отверстиями, соответственно 20 и 21, указанные циркуляционные порты 18 и 19 расположены выше по потоку 16 от седла 12 золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 1, 5.The circulation valve contains two
Циркуляционные порты 18 и 19 закрыты золотниковой втулкой 9 в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача текучей среды 16 через внутреннее пространство 22 бурильной колонны, изображено на фиг. 1.The
Циркуляционные порты 18 и 19 открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством 22 бурильной колонны, когда циркуляционный клапан в активном режиме, изображено на фиг. 2.The
Циркуляционный клапан содержит сбрасываемый шар 23 активации, выполненный, например, из резины ИРП-1226-5 (ТУ 2512-215-00149245-96), с возможностью деформации и прохождения через участок 24 сужения проходного сечения седла 12 при движении текучей среды 16 по бурильной колонне, а также содержит два запирающих стальных шара 25, 26, сбрасываемых друг за другом, взаимодействующих с циркуляционными портами 18, 19 для блокирования потока 16 текучей среды через указанные циркуляционные порты 18, 19, изображено на фиг. 1, 2, 3.The circulation valve contains a
Циркуляционный клапан содержит скрепленный резьбой 4 с корпусом 1 резьбовой переводник 6 с размещенным внутри него устройством 27 для улавливания шаров 23, 25, 26, прошедших через участок 24 сужения проходного сечения седла 12 золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 1, 2, 3.The circulation valve comprises a threaded
Устройство 27 для улавливания шаров 23, 25, 26, прошедших через участок 24 сужения проходного сечения седла 12 золотниковой втулки 9, содержит фильтрующую трубу 28 с щелевыми каналами 29, входную втулку 30 и выходную втулку 31, фильтрующая труба 28 соединена резьбой 32 с входной втулкой 30, а также соединена резьбой 33 с выходной втулкой 31, входная втулка 30 выполнена с четырьмя направленными наружу ребрами 34 и телескопически соединена торцами 35 указанных ребер 34 с центрирующим поясом 36 внутри резьбового переводника 6, изображено на фиг. 1, 2, 3, 6.The
Циркуляционный клапан содержит гильзу 37, размещенную внутри трубчатого корпуса 1, снабженную собственными наружными уплотнениями 38, контактирующими с внутренней поверхностью 39 корпуса 1, гильза 37 выполнена со сквозными боковыми отверстиями 40 и 41, каждый циркуляционный порт выполнен с выступающим внутрь от внутренней поверхности 39 корпуса 1 краем 42 и 43, при этом гильза 37 зафиксирована в окружном и продольном направлении каждым сквозным боковым отверстием 40 и 41 относительно соответствующего края 42 и 43 направленного внутрь циркуляционного порта, соответственно 18 и 19, изображено на фиг. 1, 2, 3, 5.The circulation valve contains a
Золотниковая втулка 9 выполнена с кольцевым каналом 44 на ее наружной поверхности 45, сообщающимся со сквозными боковыми отверстиями 10 и 11 золотниковой втулки 9, указанная золотниковая втулка 9 установлена с возможностью скольжения внутри гильзы 37 относительно ее внутренней поверхности 46 и снабжена собственными уплотнениями 47, 48, 49 относительно внутренней поверхности 46 гильзы 37, изображено на фиг. 1, 2, 4, 5, 7.The
Внутренний профиль каждого сквозного бокового отверстия 10, 11 золотниковой втулки 9 выполнен конфузорным в направлении кольцевого канала 44 на наружной поверхности 45 золотниковой втулки 9, при этом золотниковая втулка 9 выполнена за одно целое с седлом 12, изображено на фиг. 1, 2, 4, 5, 7.The internal profile of each through
Золотниковая втулка 9 выполнена с укороченным задним краем 50 (торцом), расположенным на расстоянии 51 от внутреннего торца 52 гильзы 37, с возможностью сообщения полости 53 между внутренней поверхностью 46 гильзы 37 и наружной поверхностью 45 золотниковой втулки 9, в полости 53 размещена пружина 15, с внутренней полостью 22 корпуса 1, через которую осуществляется насосная подача текучей среды, например полимер-глинистого бурового раствора 16 плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с (по СПВ-5), содержащего твердые фазы раствора - песка с размерами 0,15÷0,95 мм, содержание песка не более 1%, и до 5% нефтепродуктов, при гидростатическом давлении, преимущественно 25÷30 МПа, изображено на фиг. 1, 2, 4, 5, 7.The
Внутренний профиль 54 направляющего кольца 13 выполнен конфузорным в направлении входной части 55 золотниковой втулки 9, при этом образующая 56 конфузорной поверхности 54 направляющего кольца 13 расположена над внутренней поверхностью 57 входной части 55 золотниковой втулки 9 на расстоянии 58, изображено на фиг. 1, 7.The
Внутренний профиль 59 выходной части 5 трубчатого корпуса 1 выполнен диффузорным в направлении устройства 27 для улавливания шаров 23, 25, 26, прошедших через участок 24 сужения проходного сечения седла 12 золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 1, 2, 3, 4.The
Кроме того, на фиг. 5 изображено: поз. 60 - затрубное пространство; поз. 61 - слой кольматации; 62 - пластовая гидравлическая среда.In addition, in FIG. 5 shows: pos. 60 - annulus; pos. 61 - a layer of mudding; 62 - reservoir hydraulic medium.
Как изображено на фиг. 4, циркуляционный клапан в неактивном режиме, два запирающих шара 25 и 26 продавили сбрасываемый шар 23 активации и движутся, прокачиваемые потоком бурового раствора 16 в устройство 27 для улавливания шаров, при этом в устройстве 27 для улавливания шаров 23, 25, 26, прошедших через участок 24 сужения проходного сечения седла 12 золотниковой втулки 9, может размещаться 7 шаров 23 активации, 7 запирающих шаров 25, и 7 запирающих шаров 26.As shown in FIG. 4, the circulation valve is inactive, two locking
Циркуляционный клапан соединяют внутренней резьбой 2 трубчатого корпуса 1 с низом верхней части бурильной колонны, а наружной резьбой 7, выполненной на краю 8 резьбового переводника 6, соединяют с верхом нижней части компоновки низа бурильной колонны (КНБК), включающей винтовой героторный гидравлический двигатель ДРУ3-172РС, применяемой при бурении нефтяных скважин.The circulation valve is connected by an
Буровым насосом, например, УНБ-600 через колонну бурильных труб осуществляют насосную подачу текучей среды, например полимер-глинистого бурового раствора 16 плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с (по СПВ-5), содержащего твердые фазы раствора - песка с размерами 0,15÷0,95 мм, содержание песка не более 1%, и до 5% нефтепродуктов, при гидростатическом давлении, преимущественно 25÷30 МПа.With a mud pump, for example, UNB-600, a pumping fluid is supplied through a drill string, for example, polymer-
Циркуляционные порты 18 и 19 при этом закрыты золотниковой втулкой 9 в неактивном режиме, изображено на фиг. 1.The
В указанном режиме производят бурение скважины героторным гидравлическим двигателем ДРУ3-172РС долотом с одновременным вращением бурильной колонны.In this mode, a well is drilled with a DRU3-172RS hydraulic motor with a bit while rotating the drill string.
Основным рабочим элементом циркуляционного клапана является золотниковая втулка 9, которая выполнена с кольцевым каналом 44 на ее наружной поверхности 45, сообщающимся со сквозными боковыми отверстиями 10 и 11 золотниковой втулки 9, указанная золотниковая втулка 9 установлена с возможностью скольжения внутри гильзы 37 относительно ее внутренней поверхности 46 и снабжена собственными уплотнениями 47, 48, 49 относительно внутренней поверхности 46 гильзы 37, при этом внутренний профиль каждого сквозного бокового отверстия 10, 11 золотниковой втулки 9 выполнен конфузорным в направлении кольцевого канала 44 на наружной поверхности 45 золотниковой втулки 9.The main working element of the circulation valve is a
Для активации циркуляционного клапана бросают в бурильные трубы один шар 23 активации, выполненный из резины ИРП-1226-5, и прокачивают его расчетным объемом бурового раствора 16.To activate the circulation valve, one
Когда шар 23 активации садится в седло 12, размещенное внутри золотниковой втулки 9, золотниковая втулка 9 под действием избыточного трубного давления сжимает пружину 15 и сдвигается вниз по потоку бурового раствора 16, при этом циркуляционные порты 20 и 21 открываются, циркуляционный клапан находится в активном режиме, производится перепуск бурового раствора 16 через отверстия циркуляционных портов 20 и 21, изображено на фиг. 2, 5.When the
Далее осуществляют насосную подачу бурового раствора 16, содержащего кольматационные материалы 17 (кольматационную пачку), например бурового раствора с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в котором в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), при этом размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм, а объем кольматационной пачки на 10÷15% превышает внутренний объем бурильной колонны, в затрубное пространство 60 без остановок, при этом максимальный расход составляет 45 л/сек при прокачке бурового раствора, содержащего кольматационные материалы 17, изображено на фиг. 2, 5.Then pumping
Во время выполнения указанной технологической операции через активированный циркуляционный клапан вращают и "расхаживают" бурильную колонну, циркуляция происходит через циркуляционные порты 20 и 21, минуя все элементы компоновки низа бурильной колонны, находящиеся ниже по потоку от клапана.During the execution of the specified technological operation, the drill string is rotated and “paced” through the activated circulation valve, circulation occurs through the
Уменьшение гидроабразивного размыва расходных отверстий 20, 21 циркуляционных портов 18, 19 объясняется тем, что в активном режиме, при котором циркуляционные порты 18, 19 открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством 22 бурильной колонны, внутренние профили 10, 11 каждого сквозного бокового отверстия 10, 11 золотниковой втулки 9 выполнены конфузорными в направлении расположенных перед ними расходных отверстий 20, 21 циркуляционных портов 18, 19, что приводит к смещению твердой фракции кольматационных материалов 17 в буровом растворе 16 (в поперечном сечении) к центру струи, истекающей из указанных сквозных боковых отверстий 10, 11 золотниковой втулки, и созданию зоны пристеночной кавитации вдоль стенок расходных отверстий 20, 21 циркуляционных портов 18, 19, в которых уменьшенное содержание твердой фракции кольматационных материалов 17, изображено на фиг. 2, 5.The decrease in waterjet erosion of the
При остановке бурового насоса золотниковая втулка 9 под действием пружины 15 прижимается до упора в торец направляющего кольца 13, размещенного во входной части 14 корпуса 1, при этом циркуляционные порты 20, 21 закрываются, предотвращая обратный "переток" бурового раствора 16 из затрубного пространства 60 в полость 22 бурильной колонны.When the mud pump stops, the
После выполнения запланированных технологических операций, для деактивации циркуляционного клапана, бросают в бурильные трубы два стальных шара 25 и 26 с интервалом 60÷120 сек, чтобы предотвратить их слипание и остановку в местах, где бурильные трубы намагничены, и прокачивают их расчетным объемом полимер-глинистого бурового раствора 16 плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с (по СПВ-5), содержащего твердые фазы раствора - песка с размерами 0,15÷0,95 мм, содержание песка не более 1%, и до 5% нефтепродуктов, при гидростатическом давлении, преимущественно 25÷30 МПа.After carrying out the planned technological operations, in order to deactivate the circulation valve, two
Внутренний профиль каждого сквозного бокового отверстия 10, 11 золотниковой втулки 9 выполнен конфузорным в направлении кольцевого канала 44 на наружной поверхности 45 золотниковой втулки 9, при этом золотниковая втулка 9 выполнена за одно целое с седлом 12, изображено на фиг. 1, 2, 4, 5, 7.The internal profile of each through
Два запирающих стальных шара 25, 26, сбрасываемых друг за другом, взаимодействуют со сквозными боковыми отверстиями 10 и 11 золотниковой втулки 9, перекрывают сквозные боковые отверстия 10 и 11 золотниковой втулки 9 и блокируют поток 16 текучей среды через указанные циркуляционные порты 18, 19, изображено на фиг. 1, 2, 3.Two locking
Буровой насос продолжает работать, давление растет, происходит деактивация циркуляционного клапана - шар 23 активации, выполненный из резины ИРП-1226-5 (ТУ 2512-215-00149245-96), продавливается (срезается) через посадочное седло 12 золотниковой втулки 9 и направляется в устройство 27 для улавливания шаров 23, а также шаров 25, 26, прошедших через участок 24 сужения проходного сечения седла 12 золотниковой втулки 9, содержащее фильтрующую трубу 28 с щелевыми каналами 29, входную втулку 30 и выходную втулку 31, изображено на фиг. 3, 4, 5.The mud pump continues to work, the pressure rises, the circulation valve is deactivated - an
Золотниковая втулка 9 под действием пружины 15 прижимается до упора в торец направляющего кольца 13, размещенного во входной части 14 корпуса 1, при этом циркуляционные порты 20, 21 закрываются, предотвращая обратный "переток" бурового раствора 16 из затрубного пространства 60 в полость 22 бурильной колонны,The
Буровым насосом УНБ-600 через колонну бурильных труб осуществляют насосную подачу полимер-глинистого бурового раствора 16 плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с (по СПВ-5), содержащего твердые фазы раствора - песка с размерами 0,15÷0,95 мм, содержание песка не более 1%, и до 5% нефтепродуктов, при гидростатическом давлении 25÷30 МПа, в указанном режиме продолжают бурение скважины винтовым героторным гидравлическим двигателем.The UNB-600 mud pump through the drill pipe string carries out the pumping of polymer-
Изобретение повышает ресурс и надежность, предотвращает прихват золотниковой втулки и гидроабразивный размыв расходных отверстий циркуляционных портов, упрощает конструкцию, снижает стоимость изготовления и обслуживания, позволяет многократно производить закачку всех типов кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора, улучшает промывку ствола скважины.The invention increases the resource and reliability, prevents the spool sleeve from grabbing and waterjet erosion of the flow ports of the circulation ports, simplifies the design, reduces the cost of manufacture and maintenance, allows multiple types of mud materials to be pumped into the absorption zones of the drilling fluid, and improves wellbore washing.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015108269/03A RU2599119C1 (en) | 2015-03-10 | 2015-03-10 | Circulation valve of drill column |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015108269/03A RU2599119C1 (en) | 2015-03-10 | 2015-03-10 | Circulation valve of drill column |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2599119C1 true RU2599119C1 (en) | 2016-10-10 |
Family
ID=57127471
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015108269/03A RU2599119C1 (en) | 2015-03-10 | 2015-03-10 | Circulation valve of drill column |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2599119C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU176624U1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-01-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | CIRCULATION VALVE |
| RU181350U1 (en) * | 2018-05-18 | 2018-07-11 | Илдус Асхатович Муртазин | Drill string circulation valve |
| RU2681774C1 (en) * | 2018-02-26 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Drill string circulation valve |
| RU2682271C1 (en) * | 2018-04-11 | 2019-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Circulation valve of drill column |
| RU194815U1 (en) * | 2019-08-14 | 2019-12-24 | Закрытое акционерное общество "Технобурсервис" | DRILL CIRCULATION VALVE |
| CN111734343A (en) * | 2020-06-28 | 2020-10-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | Hydraulic balancing device of while-drilling safety bypass device and bypass leakage-blocking back-off method |
| RU2743288C1 (en) * | 2020-07-08 | 2021-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Гидробур-сервис" | Circulation valve |
| RU204914U1 (en) * | 2020-11-11 | 2021-06-17 | Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" | DRILL CIRCULATION VALVE |
| CN113137180A (en) * | 2020-01-17 | 2021-07-20 | 成都百施特金刚石钻头有限公司 | Hole reaming tool along with position |
| RU2774306C1 (en) * | 2021-04-05 | 2022-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Circulation valve of a drill string |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2204688C2 (en) * | 2001-05-23 | 2003-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью фирма "Радиус-Сервис" | Overflow valve of drill string with gyrorotor motor |
| US20060113115A1 (en) * | 2002-09-03 | 2006-06-01 | Lee Paul B | Ball operated by-pass tool for use in drillstring |
| WO2006134446A2 (en) * | 2005-06-15 | 2006-12-21 | Paul Bernard Lee | Novel activating mechanism for controlling the operation of a downhole tool |
| RU69560U1 (en) * | 2006-11-13 | 2007-12-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Вниибт-Буровой Инструмент" | DRILLING RING OVERVALVE |
| RU2440482C1 (en) * | 2007-11-20 | 2012-01-20 | Нэшенл Ойлвел Варко, эЛ.Пи. | Downhole tool for fluid medium circulation in well shaft, circulation system of fluid medium in well shaft and circulation method of fluid medium in well shaft (versions) |
| RU129142U1 (en) * | 2012-12-06 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Воткинский завод" | DRILL VALVE CHECK VALVE |
-
2015
- 2015-03-10 RU RU2015108269/03A patent/RU2599119C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2204688C2 (en) * | 2001-05-23 | 2003-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью фирма "Радиус-Сервис" | Overflow valve of drill string with gyrorotor motor |
| US20060113115A1 (en) * | 2002-09-03 | 2006-06-01 | Lee Paul B | Ball operated by-pass tool for use in drillstring |
| WO2006134446A2 (en) * | 2005-06-15 | 2006-12-21 | Paul Bernard Lee | Novel activating mechanism for controlling the operation of a downhole tool |
| RU69560U1 (en) * | 2006-11-13 | 2007-12-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Вниибт-Буровой Инструмент" | DRILLING RING OVERVALVE |
| RU2440482C1 (en) * | 2007-11-20 | 2012-01-20 | Нэшенл Ойлвел Варко, эЛ.Пи. | Downhole tool for fluid medium circulation in well shaft, circulation system of fluid medium in well shaft and circulation method of fluid medium in well shaft (versions) |
| RU129142U1 (en) * | 2012-12-06 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Воткинский завод" | DRILL VALVE CHECK VALVE |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU176624U1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-01-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | CIRCULATION VALVE |
| RU2681774C1 (en) * | 2018-02-26 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Drill string circulation valve |
| RU2682271C1 (en) * | 2018-04-11 | 2019-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Circulation valve of drill column |
| RU181350U1 (en) * | 2018-05-18 | 2018-07-11 | Илдус Асхатович Муртазин | Drill string circulation valve |
| RU194815U1 (en) * | 2019-08-14 | 2019-12-24 | Закрытое акционерное общество "Технобурсервис" | DRILL CIRCULATION VALVE |
| CN113137180A (en) * | 2020-01-17 | 2021-07-20 | 成都百施特金刚石钻头有限公司 | Hole reaming tool along with position |
| CN111734343A (en) * | 2020-06-28 | 2020-10-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | Hydraulic balancing device of while-drilling safety bypass device and bypass leakage-blocking back-off method |
| CN111734343B (en) * | 2020-06-28 | 2022-05-17 | 中国石油天然气集团有限公司 | Hydraulic balancing device of safety bypass device while drilling and bypass leaking stoppage back-off method |
| RU2827461C1 (en) * | 2020-07-01 | 2024-09-27 | Ворковер Солюшнз, Инк. | System and method of controlling flow of fluid flowing into drilling engine |
| RU2743288C1 (en) * | 2020-07-08 | 2021-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Гидробур-сервис" | Circulation valve |
| RU204914U1 (en) * | 2020-11-11 | 2021-06-17 | Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" | DRILL CIRCULATION VALVE |
| RU2774306C1 (en) * | 2021-04-05 | 2022-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Circulation valve of a drill string |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2599119C1 (en) | Circulation valve of drill column | |
| RU2682271C1 (en) | Circulation valve of drill column | |
| RU2599120C1 (en) | Circulation valve of drill column | |
| US7762341B2 (en) | Flow control device utilizing a reactive media | |
| US20190330941A1 (en) | Reverse circulation well tool | |
| US10487602B2 (en) | Hydraulic control of downhole tools | |
| CA3034819C (en) | Multi-cycle wellbore clean-out tool | |
| WO2007060449A2 (en) | Downhole tool | |
| WO2002068793A1 (en) | Ball activated tool for use in downhole drilling | |
| RU166931U1 (en) | REUSABLE CIRCULATION VALVE | |
| WO2002084067A1 (en) | Method of dynamically controlling bottom hole circulation pressure in a wellbore | |
| RU2681774C1 (en) | Drill string circulation valve | |
| WO2008142409A1 (en) | Downhole flow control tool and method | |
| RU181350U1 (en) | Drill string circulation valve | |
| AU2005311157B2 (en) | Diverter tool | |
| EP1332273B1 (en) | Downhole valve device | |
| RU194815U1 (en) | DRILL CIRCULATION VALVE | |
| RU2550119C1 (en) | Hydraulic impact device | |
| US10006278B2 (en) | Method of treating a downhole formation using a downhole packer | |
| CN115777040A (en) | Flow rate control system and method | |
| US20170082214A1 (en) | Flow valve apparatus | |
| RU2774306C1 (en) | Circulation valve of a drill string | |
| RU2303116C1 (en) | All-purpose valve for downhole motor | |
| RU2555988C2 (en) | Method and device for setting of inflatable packer in subhydrostatic well | |
| RU2446271C2 (en) | Hydraulic impact device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210311 |