RU2599120C1 - Circulation valve of drill column - Google Patents

Circulation valve of drill column Download PDF

Info

Publication number
RU2599120C1
RU2599120C1 RU2015121687/03A RU2015121687A RU2599120C1 RU 2599120 C1 RU2599120 C1 RU 2599120C1 RU 2015121687/03 A RU2015121687/03 A RU 2015121687/03A RU 2015121687 A RU2015121687 A RU 2015121687A RU 2599120 C1 RU2599120 C1 RU 2599120C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sleeve
circulation
ports
fluid
drill string
Prior art date
Application number
RU2015121687/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Иванович Тимофеев
Александр Борисович Рыжов
Дмитрий Геннадьевич Соболев
Андрей Васильевич Богданов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис"
Priority to RU2015121687/03A priority Critical patent/RU2599120C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2599120C1 publication Critical patent/RU2599120C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • 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

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: invention relates to circulation valves of drill string. Valve includes tubular housing, slide bushing located inside housing, seat located in central channel of slide bushing, guide ring, located in inlet part of housing, spring, pressing slide bushing against guide ring. Through inner cavities of housing, guide ring, seat, and slide bushing, pump supply of fluid medium is performed. Valve also includes two circulation ports fixed in case with flow openings, ports are closed by slide bushing in inactive mode, whereat fluid is fed with pump via drill column, and are open to allow communication with inner space of drill string, when circulating valve is in active mode. Valve comprises also disposable activation ball, made with possibility of deformation and passing through seat during motion of fluid via drill column, and also two locking balls released one after another, interacting with circulation ports for blocking fluid medium flow through said circulation ports. Valve also comprises threaded adapter secured to housing with device for catching balls inside, while fluid flows through seat. Circulation valve comprises sleeve, located inside tubular housing. Slide bushing therein is made solid, arranged to translate inside sleeve, and is equipped with own external seals in contact with inner surface of sleeve. At that, in inactive mode at which circulation ports are closed with slide bushing, pump feed of fluid via drill column is performed. Ports are located downstream from seat, own outer seal of slide bushing are located on opposite sides relative to circulation ports, and in active mode, wherein circulation ports are open to allow communication with inner space of drill string, upstream edge of slide bushing is located downstream of circulation ports. Sleeve is made with through side holes, each circulation port has edge extending inward from inner surface of body. Sleeve is fixed with each through side hole relative to edge of circulation port directed inward, and inner profiles of inlet flow parts of circulation ports converging towards outer surface of tubular housing.
EFFECT: technical result consists in improvement of service life and reliability of valve.
4 cl, 7 dwg

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 скважину, 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 for one lowering cycle into the well, 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 configured to approach 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 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 the trajectory of movement of the fluid and the external opening holes for the bypass path of the fluid motion.

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.In the first position, the fluid passes along the 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.

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.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 holes 260, and finally returns to the bore 135 and again enters the path 130 to the lower sub 120.

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 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 the 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, the drilling fluid 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 или промежуточными положениями, при этом 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 в проходное положение или 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 for guiding the piston between the first, second or intermediate positions, while 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 total clearance of the wellbore, or the third position, in which the circulation sub can selectively be moved to the passage position or to the bypass position by interrupting and resuming the flow of the drilling fluid, or the fourth position, in which the second or third position changes when the specified flow rate of the drilling fluid is reached, or a fifth position in which a second or third position is changed by achieving the desired 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 pressure drop 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 the pressure drop on the piston is created, but this causes a loss of hydraulic power, thereby limiting the hydraulic capabilities in this well due to the increased required power for circulation of the drilling fluid through the wells nny tool, while at the low flow of drilling fluid, the piston differential pressure is not enough to create the necessary efforts to move it and change.

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.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 path of the fluid and create a secondary internal path of the fluid through the inner hole.

Другим недостатком известной конструкции является сложность определения оператором 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.Another disadvantage of the known design is the difficulty of the operator determining the location of the dividing mechanism and the circulation holes in the alternative, 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 at the end returns to the bore 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 circuit yatsionny sub 105 is in the bypass position in which fluid is deflected from the path 130 via path 132 of motion in circulating sub 105 to the annulus of the wellbore 145 located between the portion 100 of the drill string and the surrounding formation 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, буровых растворов с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в которых в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), а 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, drilling fluids with a low solids content (p = 2.2 g / cm 3 ), in Siderides (iron carbonate) are used as a weighting agent, and 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 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 relative to the specified tubular body, a spring holding the specified sleeve in the first position inside the tubular body, holes in the specified a sleeve for passing through it a fluid flow, the first ball, which is inserted into the specified hole to close the hole and prevent the passage of fluid through the indicated hole for displacing the sleeve inside the tubular body, wherein said ball is deformable under the influence of increasing fluid pressure so that it can be pushed out through said hole (US 5499687, March 19, 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), а 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, and the fraction of colmatization materials 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 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 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 impede fluid flow through the drill string during the normal drilling process, and active mode, when it is necessary to interrupt the drilling process, consisting of 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 is driven with the drilling fluid flowing from the surface to the bottom of the drill string, the aforementioned seat saddle shifts the sleeve axially and causes the tool to enter the active circulation mode, and the circulation port in the housing, which is closed by the sleeve when the tool is in 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 seat, so as to allow the locking ball, which starts after the activation ball enters the seat, partially block the circulation port, which leads to leaching of cuttings out of the drill string with flushing fluid through the port (US 7347288 B2, Mar. 25, 2008).

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), а 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, and 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 должен превышать 1/3 внутреннего диаметра циркуляционного порта. Содержание кольматанта в буровом растворе определяется возможностью поглощения жидкости в скважине. Применение кольматантов необходимо для утяжеления бурового раствора, которым заполняют стенки скважины, 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 should not exceed 1/3 of the inner diameter of the circulation port. The content of colmatant in the drilling fluid is determined by the possibility of absorption of fluid in the well. The use of muds is necessary to weight the drilling fluid with which the walls of the well are filled in order to equalize the internal pressure.

Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение ресурса и надежности циркуляционного клапана бурильной колонны при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, за счет предотвращения гидроабразивного размыва и прихвата золотниковой втулки путем установки внутри корпуса гильзы с уплотнениями, выполнения золотниковой втулки сплошной (без боковых расходных отверстий), размещения золотниковой втулки, снабженной уплотнениями, с возможностью скольжения внутри гильзы, расположения циркуляционных портов в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, ниже по потоку от седла, а уплотнений золотниковой втулки - по разные стороны относительно циркуляционных портов, а также расположения верхнего по потоку края золотниковой втулки ниже по потоку от циркуляционных портов в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, а также за счет повышения герметичности сбрасываемых запирающих шаров в циркуляционных портах путем выполнения внутреннего профиля входной части расходных отверстий циркуляционных портов конфузорными в направлении наружной поверхности трубчатого корпуса.The technical problem to which the invention is directed is to increase the resource and reliability of the drill string circulation valve when using drilling fluids, including mud materials, by preventing waterjet erosion and sticking the spool sleeve by installing a sleeve with seals inside the body, making the spool sleeve continuous (without lateral feed openings), placement of the spool sleeve provided with seals, with the possibility of sliding inside the sleeve, located live circulation ports in an inactive mode, in which the circulation ports are closed by the spool sleeve, downstream of the seat, and the spool sleeve seals on opposite sides of the circulation ports, as well as the location of the upstream edge of the spool sleeve downstream of the circulation ports in the active a mode in which the circulation ports are open and provide communication with the interior of the drill string, as well as by increasing the tightness of the resetting locking balls in the circus translational ports by performing internal profile input part expendable apertures circulation ports convergent toward the outer surface of the tubular body.

Сущность технического решения заключается в том, что в циркуляционном клапане бурильной колонны, содержащем трубчатый корпус, золотниковую втулку, расположенную внутри корпуса, седло, расположенное в центральном канале золотниковой втулки, направляющее кольцо, расположенное 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, 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 активационный шар, выполненный с возможностью деформации и прохождения через седло 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 расположенным внутри него устройством для улавливания шаров, прошедших с потоком текучей среды через седло, согласно изобретению содержит гильзу, расположенную внутри трубчатого корпуса, золотниковая втулка выполнена сплошной, размещена с возможностью продольного перемещения внутри гильзы и снабжена собственными наружными уплотнениями, контактирующими с внутренней поверхностью гильзы, при этом в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой и осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, указанные циркуляционные порты расположены ниже по потоку от седла, собственные наружные уплотнения золотниковой втулки расположены по разные стороны относительно циркуляционных портов, а в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, верхний по потоку край золотниковой втулки расположен ниже по потоку от циркуляционных портов, при этом гильза выполнена со сквозными боковыми отверстиями, каждый циркуляционный порт выполнен с выступающим внутрь от внутренней поверхности корпуса краем, гильза зафиксирована каждым сквозным боковым отверстием относительно края направленного внутрь циркуляционного порта, а внутренний профиль входной части расходных отверстий циркуляционных портов выполнен конфузорным в направлении наружной поверхности трубчатого корпуса.The essence of the technical solution lies in the fact that in the circulation valve of the drill string containing a tubular body, a spool sleeve located inside the body, a seat located in the central channel of the spool sleeve, a guide ring located in the input part of the body, a spring pressing the spool sleeve against the guide ring, through the internal cavity of the housing, the guide ring, the seat and the spool sleeve is pumped fluid, and also containing two fixed in the body whisker of circulation ports with flow openings, circulation ports are closed by a spool sleeve in an inactive mode, at which pump fluid is supplied through the drill string, and are open and communicate with the interior of the drill string when the circulation valve is in active mode and also contains a resettable activation ball made with the possibility of deformation and passage through the seat when the fluid moves along the drill string, and also containing two locking balls which are connected one after another, interacting with circulation ports to block the flow of fluid through said circulation ports, as well as containing a threaded sub with a housing attached thereto for catching balls passed with the fluid flow through the seat, according to the invention, comprises a sleeve located inside the tubular body, the spool sleeve is solid, placed with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve and provided with its own external by knots in contact with the inner surface of the liner, in an inactive mode, in which the circulation ports are closed by the spool sleeve and pumped fluid is supplied through the drill string, these circulation ports are located downstream of the seat, the own external spool sleeve seals are located on opposite sides relative to the circulation ports, and in the active mode, in which the circulation ports are open and provide communication with the internal space of the drill pipe the lobes, the upstream edge of the spool sleeve is located downstream of the circulation ports, the sleeve being made with through side holes, each circulation port is made with an edge protruding inward from the inner surface of the housing, the sleeve is fixed with each through side hole relative to the edge of the circulation port directed inward and the internal profile of the inlet of the flow ports of the circulation ports is made confuser in the direction of the outer surface of the tubular body.

Выходная часть гильзы выполнена с упорным буртом, контактирующим в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты, с торцом золотниковой втулки, с возможностью сообщения в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, полости, в которой размещена пружина, образованной внутренним диаметром гильзы, наружным диаметром хвостовика золотниковой втулки, собственным наружным уплотнением золотниковой втулки и упорным буртом выходной части гильзы, с внутренней полостью трубчатого корпуса.The output part of the sleeve is made with a persistent collar in active mode, in which the circulation ports are open, with the end of the spool sleeve, with the possibility of communication in the inactive mode, in which the circulation ports are closed with the spool sleeve, of the cavity in which the spring is formed, formed by the inner diameter of the sleeve , the outer diameter of the shank of the spool sleeve, its own outer seal of the spool sleeve and the thrust collar of the outlet part of the sleeve, with an internal cavity of the tubular body.

Внутренний профиль направляющего кольца выполнен конфузорным в направлении входной части золотниковой втулки, при этом в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, 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 in the inactive mode, in which the circulation ports are closed by the spool sleeve, 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 с потоком текучей среды через седло золотниковой втулки.The inner profile of the output part of the tubular body is made diffuser in the direction of the device for catching balls that have passed with a fluid flow through the seat of the spool sleeve.

В неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, через внутренние полости корпуса, направляющего кольца, седла и золотниковой втулки осуществляется насосная подача текучей среды, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с, 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 осуществляется бурение скважины винтовым героторным гидравлическим двигателем.In the inactive mode, in which the circulation ports are closed by a spool sleeve, pumping fluid is supplied through the internal cavities of the housing, guide ring, seat and spool sleeve, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 , viscosity 90 s, containing a solid phase of a solution - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content of not more than 1%, and up to 5% of oil products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, while in this mode a well is drilled with a screw gerotor hydraulic Sky engine.

В активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты, через входную часть корпуса циркуляционного клапана и циркуляционных портов осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора, содержащего кольматационные материалы, например, при использовании бурового раствора с карбонатным утяжелителем - фракционированной мраморной крошкой (р=1,8 г/см3) или бурового раствора с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в котором в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), а размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм.In the active mode, in which the circulation ports are open, the pumping fluid is supplied through the inlet part of the circulation valve body and the circulation ports - drilling fluid containing mud materials, for example, when using drilling fluid with a carbonate weighting agent - fractionated marble chips (p = 1, 8 g / cm 3) or mud with low solids content (p = 2.2 g / cm 3), wherein the weighting agent is used, siderite (iron carbonate), and the size fraction colmatation x material is 3 ÷ 5 mm.

Выполнение циркуляционного клапана бурильной колонны таким образом, что содержит гильзу, расположенную внутри трубчатого корпуса, золотниковая втулка выполнена сплошной, размещена с возможностью продольного перемещения внутри гильзы и снабжена собственными наружными уплотнениями, контактирующими с внутренней поверхностью гильзы, при этом в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой и осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, указанные циркуляционные порты расположены ниже по потоку от седла, собственные наружные уплотнения золотниковой втулки расположены по разные стороны относительно циркуляционных портов, а в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, верхний по потоку край золотниковой втулки расположен ниже по потоку от циркуляционных портов, при этом гильза выполнена со сквозными боковыми отверстиями, каждый циркуляционный порт выполнен с выступающим внутрь от внутренней поверхности корпуса краем, гильза зафиксирована каждым сквозным боковым отверстием относительно края направленного внутрь циркуляционного порта, а внутренний профиль входной части расходных отверстий циркуляционных портов выполнен конфузорным в направлении наружной поверхности трубчатого корпуса, повышает ресурс и надежность циркуляционного клапана при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, за счет предотвращения гидроабразивного размыва и прихвата сплошной (без боковых расходных отверстий) золотниковой втулки, расположения циркуляционных портов в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, ниже по потоку от седла, а также за счет расположения верхнего по потоку края золотниковой втулки ниже по потоку от циркуляционных портов в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, что уменьшает влияние твердой фазы кольматационных материалов на ресурс и надежность циркуляционного клапана, а также за счет повышения герметичности сбрасываемых запирающих шаров в циркуляционных портах.The execution of the circulation valve of the drill string in such a way that it contains a sleeve located inside the tubular body, the spool sleeve is solid, placed with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve and is equipped with its own external seals in contact with the inner surface of the sleeve, while in an inactive mode, in which the circulation the ports are closed by a spool sleeve and pumping fluid is supplied through the drill string, the specified circulation ports are located downstream from the saddle, the own external seals of the spool sleeve are located on opposite sides relative to the circulation ports, and in the active mode, in which the circulation ports are open and provide communication with the interior of the drill string, the upstream edge of the spool sleeve is located downstream of the circulation ports, while the sleeve is made with through side holes, each circulation port is made with an edge protruding inward from the inner surface of the housing, the sleeve fixed by each through lateral hole relative to the edge of the circulation port directed inward, and the inner profile of the inlet part of the supply ports of the circulation ports is made confuser in the direction of the outer surface of the tubular body, increases the life and reliability of the circulation valve when using drilling fluids, including mud materials, by preventing waterjet erosion and sticking of a continuous (without lateral feed openings) spool sleeve, arrangement of circuits inactive mode, in which the circulation ports are closed by the spool sleeve, downstream of the seat, and also due to the location of the upstream edge of the spool sleeve downstream of the circulation ports in active mode, in which the circulation ports are open and provide communication with the internal space of the drill string, which reduces the effect of the solid phase of the mud materials on the life and reliability of the circulation valve, as well as by increasing the tightness of the discharged shouting balls in circulation ports.

Выполнение золотниковой втулки сплошной (без боковых расходных отверстий), размещение золотниковой втулки, снабженной собственными наружными уплотнениями, с возможностью продольного перемещения внутри гильзы, расположение циркуляционных портов ниже по потоку от седла в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, а расположение собственных уплотнений золотниковой втулки - по разные стороны относительно циркуляционных портов, а также расположение верхнего по потоку края золотниковой втулки ниже по потоку от циркуляционных портов в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты, предотвращает гидроабразивный размыв золотниковой втулки 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), а размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм, вследствие того, что активационный шар в активном режиме перекрывает седло золотниковой втулки и снижает активность кавитационных процессов потока бурового раствора, содержащего кольматационные материалы, протекающего через отверстия циркуляционных портов.The execution of the spool sleeve is continuous (without side supply openings), the placement of the spool sleeve equipped with its own external seals, with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve, the location of the circulation ports downstream of the saddle in an inactive mode, in which the circulation ports are closed by the spool sleeve, and the location of their own spool sleeve seals - on opposite sides relative to the circulation ports, as well as the location of the upstream edge of the spool sleeve below downstream of the circulation ports in the active mode, in which the circulation ports are open, it prevents water jet erosion of the spool sleeve 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, and the fraction of colmatizing materials is 3–5 mm, due to the fact that the activation ball in active mode overlaps the seat of the spool sleeve and reduces cavit activity process flow of drilling fluid containing mud materials flowing through the openings of the circulation ports.

Выполнение выходной части гильзы с упорным буртом, контактирующим в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты, с торцом золотниковой втулки, с возможностью сообщения в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, полости, в которой размещена пружина, образованной внутренним диаметром гильзы, наружным диаметром хвостовика золотниковой втулки, собственным наружным уплотнением золотниковой втулки и упорным буртом выходной части гильзы, с внутренней полостью трубчатого корпуса, предотвращает шламование и прихват пружины вследствие дробления и "уноса" шлама из полости, в которой размещена пружина, потоком бурового раствора, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с, 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.The output part of the sleeve with a thrust collar in active mode, in which the circulation ports are open, with the end of the spool sleeve, can be inactive mode, in which the circulation ports are closed with the spool sleeve, of the cavity in which the spring is formed, formed by the inner diameter of the sleeve , the outer diameter of the shank of the spool sleeve, its own outer seal of the spool sleeve and the thrust collar of the outlet part of the sleeve, with an internal cavity of the tubular body, rotates shlamovanie and sticking due spring crushing and "ash" sludge from the cavity in which is placed a spring, mud flow, for example, a polymer-clay mud density 2.2 g / cm 3, a viscosity of 90 s, a solution containing solids - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, the sand content is not more than 1%, and up to 5% of oil products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa.

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 буровых растворов с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в которых в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), а размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм, на ресурс подвижной пары - золотниковой втулки внутри гильзы в режиме закачки всех типов кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора.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 drilling fluids with low content of Verdi phase (p = 2.2 g / cm 3) which is used as a weighting agent siderite (iron carbonate), and the size colmatation materials fraction is 3 ÷ 5 mm, the resource movable couples - slide valve sleeve inside the sleeve in the injection mode, all types of muds in the absorption zone of the drilling fluid.

Выполнение циркуляционного клапана таким образом, что внутренний профиль выходной части трубчатого корпуса выполнен диффузорным в направлении устройства для улавливания шаров, прошедших через седло золотниковой втулки, снижает потери давления (гидравлической мощности) бурового раствора, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с, 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 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 seat of the spool sleeve, reduces the pressure loss (hydraulic power) of the drilling fluid, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 , viscosity 90 s, containing solid phases of the solution - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content of not more than 1%, and up to 5% of petroleum products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, while pumping the drill new solution through the 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 активационного шара, выполненного с возможностью деформации и прохождения через седло, расположенное в центральном канале золотниковой втулки, при движении потока бурового раствора по бурильной колонне, а также при помощи двух сбрасываемых друг за другом запирающих шаров, 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 elements of the bottom of the drill string located below the valve, by means of a resettable activation ball made with the possibility of deformation and passage through the saddle located in the central channel of the spool sleeve, when the flow of drilling fluid along the drill string, as well as using two rigs one after another, locking balls interacting with the circulation ports to block the flow of drilling fluid through the circulation ports, without performing hoisting operations.

Циркуляционный клапан бурильной колонны может быть применен в следующих случаях:Drill string circulation valve can be used in the following cases:

- для закачки всех типов кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора.- for pumping all types of mud 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, активационный шар сброшен в бурильную колонну и перекрыл седло золотниковой втулки, перепуск бурового раствора, содержащего кольматационные материалы, через отверстия циркуляционных портов в затрубное пространство.In FIG. 2 shows the circulation valve in the active mode, the activation ball was dropped into the drill string and blocked the spool sleeve seat, bypassing the drilling fluid containing mud materials through the openings of the circulation ports into the annulus.

На фиг. 3 изображен циркуляционный клапан, два запирающих шара сброшены в бурильную колонну для блокирования потока бурового раствора через отверстия циркуляционных портов.In FIG. 3 shows a circulation valve, two locking balls are dropped into the drill string 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 активационный шар 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 седло золотниковой втулки.In FIG. 6 shows a section BB in FIG. 2 across the inlet of the device for catching balls passing through 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, расположенную внутри корпуса 1, седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9, направляющее кольцо 12, расположенное во входной части 13 корпуса 1, пружину 14, прижимающую золотниковую втулку 9 к направляющему кольцу 12, изображено на фиг. 1.The circulation valve comprises a tubular body 1 with an internal thread 2 at the edge 3, designed to connect with the bottom of the upper part of the drill string (not shown), as well as with an external thread 4 at the edge 5 for connection with a threaded sub 6, designed to be connected by a thread 7, made on the edge 8 of the specified threaded sub 6, with the top of the bottom of the drill string (not shown), and also contains a spool sleeve 9 located inside the housing 1, a seat 10 located in the Central channel 11 of the spool sleeve 9, a guide ring 12 located in the input part 13 of the housing 1, a spring 14 pressing the spool sleeve 9 against the guide ring 12, is shown in FIG. one.

В неактивном режиме через внутренние полости корпуса 1, направляющего кольца 12, седла 10 и золотниковой втулки 9 осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 15, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с, 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 (не показанным), изображено на фиг. 1.In an inactive mode, through the internal cavities of the housing 1, the guide ring 12, the saddle 10 and the spool sleeve 9, a pumping fluid is supplied — a drilling fluid 15, for example, a polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 and a viscosity of 90 s, containing the solid phases of the solution are sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, the sand content is not more than 1%, and up to 5% of petroleum products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, while in the specified mode, a well is drilled with a screw gerotor hydraulic motor ( not shown), image but in FIG. one.

Циркуляционный клапан содержит два закрепленных в корпусе циркуляционных порта 16 и 17 с расходными отверстиями, соответственно 18 и 19, изображено на фиг. 1, 5.The circulation valve contains two circulating ports 16 and 17 fixed in the housing with flow openings, 18 and 19, respectively, shown in FIG. fifteen.

Циркуляционные порты 16 и 17 закрыты золотниковой втулкой 9 в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 15, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, 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, изображено на фиг. 1.The circulation ports 16 and 17 are closed by a spool sleeve 9 in an inactive mode, during which a pumping fluid is supplied - drilling mud 15, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 containing solid mud phases - sand with dimensions 0 , 15 ÷ 0.95 mm, the sand content is not more than 1%, and up to 5% of oil products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, is shown in FIG. one.

Циркуляционные порты 16 и 17 открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством 20 бурильной колонны, когда циркуляционный клапан в активном режиме, изображено на фиг. 2, 5.The circulation ports 16 and 17 are open and communicate with the interior of the drill string when the circulation valve is in active mode, as shown in FIG. 2, 5.

Циркуляционный клапан содержит сбрасываемый в бурильную колонну активационный шар 21, выполненный, например, из резины ИРП-1226-5 (ТУ 2512-215-00149245-96), с возможностью деформации и прохождения через седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9 при движении текучей среды 15 по бурильной колонне, а также содержит два запирающих шара 22, 23, сбрасываемых в бурильную колонну друг за другом, взаимодействующих с циркуляционными портами 16, 17 для блокирования потока 15 текучей среды через указанные циркуляционные порты 16, 17, изображено на фиг. 1, 2, 3.The circulation valve contains an activation ball 21 discharged into the drill string, made, for example, of rubber IRP-1226-5 (TU 2512-215-00149245-96), with the possibility of deformation and passage through the seat 10 located in the central channel 11 of the spool sleeve 9 when the fluid 15 moves along the drill string, and also contains two locking balls 22, 23, discharged into the drill string one after another, interacting with the circulation ports 16, 17 to block the flow of fluid 15 through these circulation ports 16, 17, shown inFIG. 1, 2, 3.

Циркуляционный клапан содержит скрепленный резьбой 4 с корпусом 1 резьбовой переводник 6 с размещенным внутри него устройством 24 для улавливания шаров 21, 22, 23, прошедших через седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 1, 2, 3.The circulation valve comprises a threaded adapter 6 fastened by a thread 4 to the housing 1 with a device 24 located inside it for catching balls 21, 22, 23 passing through a seat 10 located in the central channel 11 of the spool sleeve 9, shown in FIG. 1, 2, 3.

Циркуляционный клапан содержит гильзу 25, расположенную внутри трубчатого корпуса 1, снабженную наружными уплотнениями 26, 27, контактирующими с внутренней поверхностью 28 корпуса 1, золотниковая втулка 9 выполнена сплошной (без боковых расходных отверстий), размещена с возможностью продольного перемещения (скольжения) внутри гильзы 25 и снабжена собственными наружными уплотнениями 29, 30, контактирующими с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, при этом седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9, выполнено в виде единой детали с золотниковой втулкой 9, изображено на фиг. 1, 2, 4, 7.The circulation valve contains a sleeve 25 located inside the tubular body 1, equipped with external seals 26, 27 in contact with the inner surface 28 of the housing 1, the spool sleeve 9 is solid (without lateral flow openings), is placed with the possibility of longitudinal movement (sliding) inside the sleeve 25 and is equipped with its own external seals 29, 30 in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, while the seat 10, located in the Central channel 11 of the spool sleeve 9, is made in the form of a single ali a slide valve sleeve 9 is shown in FIG. 1, 2, 4, 7.

В неактивном режиме, при котором циркуляционные порты 16, 17 закрыты золотниковой втулкой 9 и осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 15, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, 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, по бурильной колонне, указанные циркуляционные порты 16, 17 расположены ниже по потоку текучей среды - бурового раствора 15 от седла 10, при этом собственные наружные уплотнения 29, 30 золотниковой втулки 9 расположены по разные стороны, по существу, выше и ниже по потоку текучей среды - бурового раствора 15 относительно циркуляционных портов 16, 17, изображено на фиг. 1, 4.In an inactive mode, in which the circulation ports 16, 17 are closed by a spool sleeve 9 and a pumping fluid is supplied - drilling mud 15, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 containing solid phases of the mud - sand with dimensions 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content not more than 1%, and up to 5% of petroleum products, at a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, along the drill string, these circulation ports 16, 17 are located downstream of the fluid - drilling mud 15 from the saddle 10, while its own outer pack otneniya 29, slide valve 30 of the sleeve 9 are arranged on opposite sides, substantially above and below fluidly - 15 with respect to mud circulation ports 16, 17, shown in FIG. fourteen.

В активном режиме через верхнюю часть бурильной колонны и упомянутый циркуляционный клапан осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 31, например, при использовании бурового раствора с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в котором в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), а размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм, изображено на фиг. 2, 5.In the active mode, a pumping fluid is supplied through the top of the drill string and to the aforementioned circulation valve — a drilling fluid 15 containing mud materials 31, for example, when using a drilling fluid with a reduced solids content (p = 2.2 g / cm 3 ), in which siderite (iron carbonate) is used as a weighting agent, and the fraction of colmatizing materials is 3–5 mm, shown in FIG. 2, 5.

В активном режиме, при котором циркуляционные порты 16, 17 открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством 20 бурильной колонны, верхний по потоку край 32 золотниковой втулки 9 расположен ниже по потоку текучей среды - бурового раствора 15, содержащего указанные кольматационные материалы 31, при этом активационный шар 21 перекрывает седло 10 золотниковой втулки 9, вследствие этого снижается активность кавитационных процессов потока бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 31, что предотвращает гидроабразивный размыв и прихват золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 2, 5.In the active mode, in which the circulation ports 16, 17 are open and provide communication with the inner space 20 of the drill string, the upstream edge 32 of the spool sleeve 9 is located downstream of the fluid - drilling mud 15 containing these mud materials 31, while the activation the ball 21 overlaps the seat 10 of the spool sleeve 9, as a result of which the activity of cavitation processes of the mud flow 15 containing mud materials 31 is reduced, which prevents waterjet and sticking a slide valve sleeve 9 is shown in FIG. 2, 5.

Гильза 25 выполнена со сквозными боковыми отверстиями 33 и 34, каждый циркуляционный порт 16 и 17 выполнен с выступающим внутрь от внутренней поверхности 28 корпуса 1 краем 35 и 36, при этом гильза 25 зафиксирована в окружном и продольном направлении каждым сквозным боковым отверстием 33 и 34 относительно соответствующего края 35 и 36 направленного внутрь циркуляционного порта, соответственно 16 и 17, а внутренний профиль 37 и 38 входной части, соответственно 39 и 40 расходных отверстий 18 и 19 циркуляционных портов 16 и 17 выполнен конфузорным в направлении наружной поверхности 41 трубчатого корпуса 1, по существу, в направлении затрубного пространства 42 и стенки 43 скважины, изображено на фиг. 1, 2, 3, 5.The sleeve 25 is made with through side holes 33 and 34, each circulation port 16 and 17 is made with the edge 35 and 36 protruding inward from the inner surface 28 of the housing 1, while the sleeve 25 is fixed in the circumferential and longitudinal direction with each through side hole 33 and 34 relative to the corresponding edges 35 and 36 of the inwardly directed circulation port, respectively 16 and 17, and the inner profile 37 and 38 of the inlet part, 39 and 40, respectively, of the supply openings 18 and 19 of the circulation ports 16 and 17 are made confuser in the direction of the outside hydrochloric surface 41 of the tubular body 1, substantially in the direction of the annulus 42 and the borehole wall 43 is shown in FIG. 1, 2, 3, 5.

Кроме того, на фиг. 5 изображено: поз. 44 - слой кольматации; поз. 45 - пластовая гидравлическая среда.In addition, in FIG. 5 shows: pos. 44 - layer of mudding; pos. 45 - reservoir hydraulic medium.

Выходная часть 46 гильзы 25 выполнена с упорным буртом 47, золотниковая втулка 9 выполнена с укороченным задним краем 48 (торцом), расположенным на расстоянии 49 от упорного бурта 47, с возможностью сообщения полости 50, в которой размещена пружина 14, образованной наружным уплотнением 30 золотниковой втулки, внутренним диаметром 31 гильзы 25, наружным диаметром 51 хвостовика золотниковой втулки 9 и упорным буртом 47 гильзы 25, с внутренней полостью 20 корпуса 1, через которую осуществляется насосная подача текучей среды, например, полимер-глинистого бурового раствора 15 плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с, 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, 5, 7.The output portion 46 of the sleeve 25 is made with a stop collar 47, the spool sleeve 9 is made with a shortened rear edge 48 (end) located at a distance of 49 from the stop collar 47, with the possibility of communication cavity 50, in which the spring 14 formed by the outer seal 30 spool bushings with an inner diameter 31 of the sleeve 25, an outer diameter 51 of the shank of the spool sleeve 9 and a thrust collar 47 of the sleeve 25, with an internal cavity 20 of the housing 1, through which a pumping fluid is supplied, for example, polymer-clay drill 15 solution with a density of 2.2 g / cm 3 , a viscosity of 90 s, containing the solid phases of the solution - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content of not more than 1%, and up to 5% of oil products, with hydrostatic pressure, mainly 25 ÷ 30 MPa, shown in FIG. 1, 5, 7.

При этом в активном режиме, при котором при котором циркуляционные порты 16 и 17 открыты, а через бурильную колонну осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 31, например, при использовании бурового раствора с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см3), в котором в качестве утяжелителя используют сидерит (карбонат железа), а размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм, торец 48 золотниковой втулки 9 контактирует с упорным буртом 47 выходной части 46 гильзы 25, а пружина 14 изолирована от воздействия потока текучей среды - бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 31, изображено на фиг. 2, 5.Moreover, in the active mode, in which the circulation ports 16 and 17 are open, and through the drill string, pumping fluid is supplied - drilling fluid 15 containing mud materials 31, for example, when using drilling fluid with a reduced solids content (p = 2.2 g / cm 3 ), in which siderite (iron carbonate) is used as a weighting agent, and the size of the fractionation material is 3 ÷ 5 mm, the end face 48 of the spool sleeve 9 is in contact with the stop shoulder 47 of the output part 46 of the sleeve 25, and dinner 14 is isolated from the effects of a fluid flow - drilling mud 15 containing mud materials 31, shown in FIG. 2, 5.

Внутренний профиль 52 направляющего кольца 12 выполнен конфузорным в направлении входной части 53 золотниковой втулки 9, при этом в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты 16, 17 закрыты золотниковой втулкой 9 и осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 15, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, 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, образующая 54 конфузорной поверхности направляющего кольца 12 расположена над внутренней поверхностью 55 входной части 53 золотниковой втулки 9 на расстоянии 56, изображено на фиг. 1, 7.The inner profile 52 of the guide ring 12 is made confuser in the direction of the inlet part 53 of the spool sleeve 9, while in the inactive mode, in which the circulation ports 16, 17 are closed by the spool sleeve 9 and pumped fluid is supplied - drilling mud 15, for example, polymer clay a drilling fluid with a density of 2.2 g / cm 3 containing solid phases of the solution - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content of not more than 1%, and up to 5% of oil products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, forming 54 embossed surface the guide ring 12 is disposed over the inner surface of the inlet portion 55 of the sleeve 9 the slide valve 53 in the region 56, shown in FIG. 1, 7.

Устройство 24 для улавливания шаров 21, 22, 23, прошедших через седло 10 и центральный канал 11 золотниковой втулки 9, содержит фильтрующую трубу 57 с щелевыми каналами 58, входную втулку 59 и выходную втулку 60, фильтрующая труба 57 соединена резьбой 61 с входной втулкой 59, а также соединена резьбой 62 с выходной втулкой 60, входная втулка 59 выполнена с четырьмя направленными наружу ребрами 63 и телескопически соединена торцами 64 указанных ребер 63 с внутренним центрирующим поясом 65 внутри резьбового переводника 6, изображено на фиг. 1, 2, 3, 6.The device 24 for trapping balls 21, 22, 23, passed through the seat 10 and the Central channel 11 of the spool sleeve 9, contains a filter pipe 57 with slotted channels 58, the input sleeve 59 and the output sleeve 60, the filter pipe 57 is connected by a thread 61 to the input sleeve 59 and also connected by a thread 62 to the output sleeve 60, the input sleeve 59 is made with four outwardly directed ribs 63 and is telescopically connected by the ends 64 of these ribs 63 with an inner centering belt 65 inside the threaded sub 6, shown in FIG. 1, 2, 3, 6.

Внутренний профиль 66 выходной части 5 трубчатого корпуса 1 выполнен диффузорным в направлении устройства 24 для улавливания шаров 21, 22, 23, прошедших с потоком текучей среды 15, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, 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, через седло 10 и центральный канал 11 золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 1, 2, 6.The inner profile 66 of the outlet part 5 of the tubular body 1 is made diffuser in the direction of the device 24 for trapping balls 21, 22, 23, passed with a fluid flow 15, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 containing solid phases the solution is sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, the sand content is not more than 1%, and up to 5% of oil products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, through the seat 10 and the central channel 11 of the spool sleeve 9, is shown in FIG. 1, 2, 6.

На фиг. 4 изображен циркуляционный клапан в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты 16, 17 закрыты золотниковой втулкой 9 и осуществляется насосная подача текучей среды - бурового раствора 15: два запирающих шара 22 и 23 под действием гидростатического давления 25÷30 МПа потока текучей среды 15, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, содержащего твердые фазы раствора - песка с размерами 0,15÷0,95 мм, содержание песка не более 1%, и до 5% нефтепродуктов, продавили сбрасываемый активационный шар 21, выполненный из резины ИРП-1226-5, с возможностью деформации и прохождения через седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9 и движутся, прокачиваемые потоком бурового раствора 15, в устройство 24 для улавливания шаров, при этом в устройстве 24 для улавливания шаров 21, 22, 23 может размещаться 7 активационных шаров 21, 7 запирающих шаров 22 и 7 запирающих шаров 23.In FIG. 4 shows a circulation valve in an inactive mode, in which the circulation ports 16, 17 are closed by a spool sleeve 9 and pumped fluid is supplied - drilling mud 15: two locking balls 22 and 23 under the influence of hydrostatic pressure 25 ÷ 30 MPa of the fluid flow 15, for example , polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 containing solid phases of the solution - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content of not more than 1%, and up to 5% of petroleum products, the resettable activation ball was pressed 21 made of rubber ИРП- 1226-5, with the possibility of deformation and passage through a seat 10 located in the central channel 11 of the spool sleeve 9 and move, pumped by the flow of drilling mud 15, into the device 24 for trapping balls, while in the device 24 for trapping balls 21, 22, 23 7 activation balls 21, 7 locking balls 22 and 7 locking balls 23 can be placed.

Циркуляционный клапан соединяют внутренней резьбой 2 трубчатого корпуса 1 с низом верхней части бурильной колонны (не показанной), 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 (не показанный), применяемой при бурении нефтяной скважины.The circulation valve is connected by an internal thread 2 of the tubular body 1 to the bottom of the upper part of the drill string (not shown), and an external thread 7, made on the edge 8 of the threaded sub 6, is connected to the top of the lower part of the bottom of the drill string (BHA), including a hydraulic screw gyratory an engine (not shown) used in drilling an oil well.

Буровым насосом, например, УНБ-600, через колонну бурильных труб осуществляют насосную подачу текучей среды, например, полимер-глинистого бурового раствора 15, плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с, 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, при этом указанный буровой раствор прокачивается через фильтр бурильной колонны.With a mud pump, for example, UNB-600, pumping fluid is supplied through a drill pipe string, for example, polymer-clay drilling mud 15, with a density of 2.2 g / cm 3 , viscosity 90 s, containing solid phases of sand - sand with dimensions 0 , 15 ÷ 0.95 mm, the sand content is not more than 1%, and up to 5% of oil products, with hydrostatic pressure, mainly 25 ÷ 30 MPa, while the specified drilling fluid is pumped through the filter of the drill string.

Циркуляционные порты 16 и 17 при этом закрыты золотниковой втулкой 9 в неактивном режиме, изображено на фиг. 1.The circulation ports 16 and 17 are closed by the spool sleeve 9 in the inactive mode, as shown in FIG. one.

В указанном режиме осуществляют бурение скважины героторным винтовым гидравлическим двигателем, например, ДРУ3-172РС, с долотом.In this mode, a well is drilled with a gerotor screw hydraulic motor, for example, DRU3-172RS, with a bit.

Основным рабочим элементом циркуляционного клапана является золотниковая втулка 9, которая выполнена сплошной (без боковых расходных отверстий), размещена с возможностью продольного перемещения внутри гильзы 25 и снабжена собственными наружными уплотнениями 29, 30, контактирующими с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, при этом седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9, выполнено в виде единой детали с золотниковой втулкой 9, изображено на фиг. 1.The main working element of the circulation valve is a spool sleeve 9, which is continuous (without lateral feed openings), is placed with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve 25 and is provided with its own external seals 29, 30 in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, while the seat 10, located in the central channel 11 of the spool sleeve 9, is made as a single part with the spool sleeve 9, shown in FIG. one.

В неактивном режиме, при котором циркуляционные порты 16, 17 закрыты золотниковой втулкой 9, осуществляют насосную подачу текучей среды - бурового раствора 15, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, 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, по бурильной колонне, при этом указанные циркуляционные порты 16, 17 расположены ниже по потоку текучей среды - бурового раствора 15 от седла 10, а собственные наружные уплотнения 29, 30 золотниковой втулки 9 расположены по разные стороны, по существу, выше и ниже по потоку текучей среды - бурового раствора 15 относительно циркуляционных портов 16, 17, изображено на фиг. 1.In an inactive mode, in which the circulation ports 16, 17 are closed by a spool sleeve 9, pumping fluid is supplied - drilling mud 15, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 containing solid phases of the mud - sand with dimensions 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content of not more than 1%, and up to 5% of petroleum products, at a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, along the drill string, while these circulation ports 16, 17 are located downstream of the fluid - drilling solution 15 from the saddle 10, and own external The taps 29, 30 of the spool sleeve 9 are located on opposite sides, essentially, upstream and downstream of the fluid - drilling fluid 15 relative to the circulation ports 16, 17, shown in FIG. one.

Останавливают насос и устанавливают бурильную колонну в клинья.Stop the pump and install the drill string in the wedges.

При остановке бурового насоса золотниковая втулка 9 под действием пружины 14 прижимается до упора в торец направляющего кольца 12, размещенного во входной части 13 корпуса 1, при этом циркуляционные порты 16, 17 закрываются, предотвращая обратный переток бурового раствора 15 из затрубного пространства 42 скважины в полость 20 бурильной колонны.When the mud pump stops, the spool sleeve 9 is pressed against the end against the end of the guide ring 12 located in the inlet part 13 of the housing 1, while the circulation ports 16, 17 are closed, preventing the backflow of the drilling fluid 15 from the annular space 42 of the well into the cavity 20 drill string.

Для активации циркуляционного клапана разъединяют бурильную колонну и бросают в бурильные трубы активационный шар 21, выполненный из резины ИРП-1226-5, далее соединяют бурильную колонну и прокачивают активационный шар 21 расчетным объемом бурового раствора 15 (без кольматационных материалов 31), изображено на фиг. 2.To activate the circulation valve, the drill string is disconnected and the activation ball 21 made of IRP-1226-5 rubber is thrown into the drill pipes, then the drill string is connected and the activation ball 21 is pumped with the estimated volume of drilling mud 15 (without mud materials 31), shown in FIG. 2.

Когда активационный шар 21 садится в седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9, золотниковая втулка 9 под действием избыточного трубного давления, например, 25÷30 МПа, сжимает пружину 14 и сдвигается вниз по потоку бурового раствора 15, при этом циркуляционные порты 16 и 17 открываются, циркуляционный клапан находится в активном режиме, производится перепуск бурового раствора 15 через отверстия циркуляционных портов 16 и 17, изображено на фиг. 2, 5.When the activation ball 21 sits in the seat 10 located in the central channel 11 of the spool sleeve 9, the spool sleeve 9 under the influence of excessive pipe pressure, for example, 25 ÷ 30 MPa, compresses the spring 14 and moves downstream of the drilling fluid 15, while the circulation ports 16 and 17 open, the circulation valve is in active mode, the mud 15 is bypassed through the openings of the circulation ports 16 and 17, shown in FIG. 2, 5.

Далее осуществляют насосную подачу бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 31 (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 42 скважины без остановок, при этом расход бурового раствора, содержащего кольматационные материалы 31, составляет 45 л/сек, изображено на фиг. 2, 5.Then carry out the pumping of the drilling fluid 15 containing mud materials 31 (mud bed), for example, a drilling fluid with a reduced solids content (p = 2.2 g / cm 3 ), in which siderite (iron carbonate) is used as a weighting agent, while the size of the fraction of mud materials is 3–5 mm, and the volume of the mud block is 10–15% higher than the internal volume of the drill string, into the annulus of 42 wells without stopping, while the flow rate of the drilling fluid containing the mud mat Series 31, is 45 l / s, shown in FIG. 2, 5.

Режим работы насоса должен обеспечивать не менее заданного расхода бурового раствора, содержащего кольматационные материалы, что предотвращает гидроабразивный размыв циркуляционных портов (при меньшем расходе циркуляционные порты открываются частично).The operating mode of the pump should provide at least a given flow rate of the drilling fluid containing mud materials, which prevents water-jet erosion of the circulation ports (at a lower flow rate, the circulation ports partially open).

Во время выполнения указанной технологической операции через активированный циркуляционный клапан вращают и "расхаживают" бурильную колонну, циркуляция происходит через циркуляционные порты 16 и 17, минуя все элементы компоновки низа бурильной колонны, находящиеся ниже по потоку от клапана, изображено на фиг. 2, 5.During the execution of the indicated technological operation, the drill string is rotated and “paced” through the activated circulation valve, circulation takes place through the circulation ports 16 and 17, bypassing all the bottom hole assembly elements located downstream of the valve, shown in FIG. 2, 5.

В активном режиме, при котором циркуляционные порты 16, 17 открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством 20 бурильной колонны, верхний по потоку край 32 золотниковой втулки 9 расположен ниже по потоку текучей среды - бурового раствора 15, содержащего указанные кольматационные материалы 31, при этом активационный шар 21 перекрывает седло 10 золотниковой втулки 9, вследствие этого снижается активность кавитационных процессов потока бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 31, что предотвращает гидроабразивный размыв и прихват золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 2, 5.In the active mode, in which the circulation ports 16, 17 are open and provide communication with the inner space 20 of the drill string, the upstream edge 32 of the spool sleeve 9 is located downstream of the fluid - drilling mud 15 containing these mud materials 31, while the activation the ball 21 overlaps the seat 10 of the spool sleeve 9, as a result of which the activity of cavitation processes of the mud flow 15 containing mud materials 31 is reduced, which prevents waterjet and sticking a slide valve sleeve 9 is shown in FIG. 2, 5.

Далее осуществляют промывку бурильной колонны от указанных кольматационных материалов 31 при помощи насосной подачи бурового раствора 15, например, полимер-глинистого бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, 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, по бурильной колонне через открытые циркуляционные порты 16, 17, что необходимо для предотвращения попадания кольматационных материалов 31 в фильтр героторного винтового гидравлического двигателя, при этом активационный шар 21 перекрывает седло 10 золотниковой втулки 9, вследствие этого снижается активность кавитационных процессов потока бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 31, что предотвращает гидроабразивный размыв и прихват золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 2, 5.Next, the drill string is flushed from the specified mud materials 31 using a pump feed of drilling mud 15, for example, a polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm 3 containing solid phases of the mud - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm , the sand content is not more than 1%, and up to 5% of petroleum products, at a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, along the drill string through open circulation ports 16, 17, which is necessary to prevent the penetration of clogging materials 31 into the hydraulic gerotor screw filter engine, wherein the activation ball 21 closes the seat 10 of the sleeve slide valve 9, thereby decreasing the activity of the cavitation processes mud flow 15 comprising colmatation material 31, thereby preventing erosion and sticking hydroabrasive slide valve sleeve 9 is shown in FIG. 2, 5.

Останавливают насос и устанавливают бурильную колонну в клинья.Stop the pump and install the drill string in the wedges.

При остановке бурового насоса золотниковая втулка 9 под действием пружины 14 прижимается до упора в торец направляющего кольца 12, размещенного во входной части 13 корпуса 1, при этом циркуляционные порты 16, 17 закрываются, предотвращая обратный переток бурового раствора 15 из затрубного пространства 42 в полость 20 бурильной колонны.When the mud pump stops, the spool sleeve 9 is pressed against the end against the end of the guide ring 12 located in the inlet part 13 of the housing 1, while the circulation ports 16, 17 are closed, preventing the backflow of the drilling fluid 15 from the annular space 42 into the cavity 20 drill string.

После выполнения запланированных технологических операций, для деактивации циркуляционного клапана, разъединяют бурильную колонну и бросают в бурильные трубы два стальных шара 21 и 22 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 15 плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с, 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, the drill string is disconnected and two steel balls 21 and 22 are thrown into the drill pipes with an interval of 60 ÷ 120 seconds to prevent them from sticking together and stop in places where the drill pipes are magnetized, and pumped by the calculated the volume of polymer-clay drilling mud 15 with a density of 2.2 g / cm 3 , a viscosity of 90 s, containing the solid phases of the solution - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content of not more than 1%, and up to 5% of oil products, with hydrostatic pressure ii, preferably 25 ÷ 30 MPa.

Внутренний профиль 37 и 38 входной части, соответственно 39 и 40 расходных отверстий 18 и 19 циркуляционных портов 16 и 17 выполнен конфузорным в направлении наружной поверхности 41 трубчатого корпуса 1, по существу, в направлении затрубного пространства 42 и стенки 43 скважины, изображено на фиг. 3, 5.The inner profile 37 and 38 of the inlet part, 39 and 40, respectively, of the supply openings 18 and 19 of the circulation ports 16 and 17 are embarrassed in the direction of the outer surface 41 of the tubular body 1, essentially in the direction of the annulus 42 and the wall 43 of the well, shown in FIG. 3, 5.

Два запирающих стальных шара 21, 22, сбрасываемых друг за другом, взаимодействуют с внутренним профилем 37 и 38 входной части, соответственно 39 и 40 расходных отверстий 18 и 19 циркуляционных портов, 16 и 17, перекрывают расходные отверстия 18 и 19 циркуляционных портов и блокируют поток 15 текучей среды через указанные циркуляционные порты 18, 19, изображено на фиг. 3.Two locking steel balls 21, 22, discharged one after another, interact with the inner profile 37 and 38 of the inlet part, 39 and 40 of the supply ports 18 and 19 of the circulation ports, 16 and 17, respectively, block the supply ports 18 and 19 of the circulation ports and block the flow 15 of the fluid through said circulation ports 18, 19, is shown in FIG. 3.

Буровой насос продолжает работать, давление растет, происходит деактивация циркуляционного клапана, при этом активационный шар 21, выполненный из резины ИРП-1226-5, продавливается через посадочное седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9 и направляется в устройство 24 для улавливания шаров 21, а также шаров 22, 23, прошедших через седло 10, расположенное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9, содержащее фильтрующую трубу 57 с щелевыми каналами 58, входную втулку 59 и выходную втулку 60, изображено на фиг. 4.The mud pump continues to work, the pressure rises, the circulation valve is deactivated, while the activation ball 21 made of IRP-1226-5 rubber is forced through the landing seat 10 located in the central channel 11 of the spool sleeve 9 and sent to the device 24 for collecting balls 21, as well as balls 22, 23 passing through a seat 10 located in the central channel 11 of the spool sleeve 9, containing a filter pipe 57 with slotted channels 58, an input sleeve 59 and an output sleeve 60, is shown in FIG. four.

Буровым насосом через колонну бурильных труб осуществляют насосную подачу полимер-глинистого бурового раствора 15 плотностью 2,2 г/см3, вязкостью 90 с, 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.The mud pump through the drill pipe string carries out the pumping of polymer-clay drilling mud 15 with a density of 2.2 g / cm 3 , a viscosity of 90 s, containing solid phases of the solution - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, sand content of not more than 1 %, and up to 5% of petroleum products, at a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, in the specified mode, drilling continues.

Изобретение повышает ресурс и надежность циркуляционного клапана в составе бурильной колонны (без выполнения спуско-подъемных операций), предотвращает гидроабразивный размыв расходных отверстий циркуляционных портов и прихват золотниковой втулки, повышает герметичность запирающих шаров в циркуляционных портах, упрощает конструкцию, снижает стоимость изготовления и обслуживания, обеспечивает закачку всех типов кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора, улучшает промывку скважины.The invention increases the life and reliability of the circulation valve in the drill string (without performing hoisting operations), prevents waterjet erosion of the supply ports of the circulation ports and the sticking of the spool sleeve, increases the tightness of the locking balls in the circulation ports, simplifies the design, reduces the cost of manufacture and maintenance, provides the injection of all types of mud materials into the absorption zones of the drilling fluid improves the flushing of the well.

Claims (4)

1. Циркуляционный клапан бурильной колонны, содержащий трубчатый корпус, золотниковую втулку, расположенную внутри корпуса, седло, расположенное в центральном канале золотниковой втулки, направляющее кольцо, расположенное 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 содержащий два закрепленных в корпусе циркуляционных порта с расходными отверстиями, циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, и открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, когда циркуляционный клапан в активном режиме, а также содержащий сбрасываемый активационный шар, выполненный с возможностью деформации и прохождения через седло при движении текучей среды по бурильной колонне, а также содержащий два запирающих шара, сбрасываемых друг за другом, взаимодействующих с циркуляционными портами для блокирования потока текучей среды через указанные циркуляционные порты, а также содержащий скрепленный с корпусом резьбовой переводник с расположенным внутри него устройством для улавливания шаров, прошедших с потоком текучей среды через седло, отличающийся тем, что содержит гильзу, расположенную внутри трубчатого корпуса, золотниковая втулка выполнена сплошной, размещена с возможностью продольного перемещения внутри гильзы и снабжена собственными наружными уплотнениями, контактирующими с внутренней поверхностью гильзы, при этом в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой и осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, указанные циркуляционные порты расположены ниже по потоку от седла, собственные наружные уплотнения золотниковой втулки расположены по разные стороны относительно циркуляционных портов, а в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, верхний по потоку край золотниковой втулки расположен ниже по потоку от циркуляционных портов, при этом гильза выполнена со сквозными боковыми отверстиями, каждый циркуляционный порт выполнен с выступающим внутрь от внутренней поверхности корпуса краем, гильза зафиксирована каждым сквозным боковым отверстием относительно края направленного внутрь циркуляционного порта, а внутренний профиль входной части расходных отверстий циркуляционных портов выполнен конфузорным в направлении наружной поверхности трубчатого корпуса.1. A drill string circulation valve comprising a tubular body, a spool sleeve located inside the body, a seat located in the central channel of the spool sleeve, a guide ring located in the inlet of the body, a spring pressing the spool sleeve to the guide ring through the internal cavities of the body, a guide ring, a seat and a spool sleeve, a pumping fluid is supplied, as well as containing two circulating ports fixed to the housing with flow openings, qi the ports are closed by a spool sleeve in an inactive mode, in which pumping fluid is supplied through the drill string, and are open and communicate with the interior of 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 passing through the saddle when the fluid moves along the drill string, and also containing two locking balls, discharged one after another, interacting with the circulation ports for blocking the flow of fluid through the said circulation ports, as well as containing a threaded sub with a housing attached to it with a device for trapping balls passed with the fluid flow through the seat, characterized in that it contains a sleeve located inside the tubular body, the sleeve is solid, placed with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve and provided with its own external seals in contact with the inner surface sleeves, while in the inactive mode, in which the circulation ports are closed by the spool sleeve and pumped fluid is supplied through the drill string, these circulation ports are located downstream of the seat, the own external spool sleeve seals are located on different sides relative to the circulation ports, and in active mode, in which the circulation ports are open and provide communication with the interior of the drill string, the upstream edge of the spool sleeve laid downstream of the circulation ports, wherein the sleeve is made with through side openings, each circulation port is made with an edge protruding inward from the inner surface of the housing, the sleeve is fixed with each through side hole relative to the edge of the circulation port directed inward, and the inner profile of the inlet of the consumable openings the circulation ports are made confused in the direction of the outer surface of the tubular body. 2. Циркуляционный клапан бурильной колонны по п.1, отличающийся тем, что выходная часть гильзы выполнена с упорным буртом, контактирующим в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты, с торцом золотниковой втулки, с возможностью сообщения в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, полости, в которой размещена пружина, образованной внутренним диаметром гильзы, наружным диаметром хвостовика золотниковой втулки, собственным наружным уплотнением золотниковой втулки и упорным буртом выходной части гильзы, с внутренней полостью трубчатого корпуса.2. The circulation valve of the drill string according to claim 1, characterized in that the output part of the sleeve is made with a thrust collar in contact in the active mode, in which the circulation ports are open, with the end of the spool sleeve, with the possibility of communication in the inactive mode, in which the circulation ports closed by the spool sleeve, the cavity in which the spring is placed, formed by the inner diameter of the sleeve, the outer diameter of the shank of the spool sleeve, its own outer seal of the spool sleeve and the thrust collar in Khodnev of the sleeve, with the inner cavity of the tubular body. 3. Циркуляционный клапан бурильной колонны по п.1, отличающийся тем, что внутренний профиль направляющего кольца выполнен конфузорным в направлении входной части золотниковой втулки, при этом в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, образующая конфузорной поверхности направляющего кольца расположена над внутренней поверхностью входной части золотниковой втулки.3. The circulation valve of the drill string according to claim 1, characterized in that the inner profile of the guide ring is made confuser in the direction of the input part of the spool sleeve, while in the inactive mode, in which the circulation ports are closed by the spool sleeve, the confuser surface of the guide ring is located above the inner the surface of the inlet portion of the spool sleeve. 4. Циркуляционный клапан бурильной колонны по п.1, отличающийся тем, что внутренний профиль выходной части трубчатого корпуса выполнен диффузорным в направлении устройства для улавливания шаров, прошедших с потоком текучей среды через седло золотниковой втулки. 4. The drill string circulation valve according to claim 1, characterized in that the inner profile of the outlet of the tubular body is made diffuser in the direction of the device for catching balls that have passed with the fluid flow through the seat of the spool sleeve.
RU2015121687/03A 2015-06-05 2015-06-05 Circulation valve of drill column RU2599120C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015121687/03A RU2599120C1 (en) 2015-06-05 2015-06-05 Circulation valve of drill column

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015121687/03A RU2599120C1 (en) 2015-06-05 2015-06-05 Circulation valve of drill column

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2599120C1 true RU2599120C1 (en) 2016-10-10

Family

ID=57127417

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015121687/03A RU2599120C1 (en) 2015-06-05 2015-06-05 Circulation valve of drill column

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2599120C1 (en)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2658851C1 (en) * 2017-08-14 2018-06-25 Общество с ограниченной ответственностью "Гидробур-сервис" Circulation adapter
CN109138877A (en) * 2018-08-15 2019-01-04 博德世达（天津）能源科技有限公司 Fixed ball seat circulating valve, using its drilling equipment and drilling well, blocking method
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
RU2743288C1 (en) * 2020-07-08 2021-02-16 Общество с ограниченной ответственностью "Гидробур-сервис" Circulation valve
RU2755981C2 (en) * 2019-06-28 2021-09-23 Закрытое акционерное общество "НГТ" Circulation sub
RU2774306C1 (en) * 2021-04-05 2022-06-17 Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" Circulation valve of a drill string

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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 (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2658851C1 (en) * 2017-08-14 2018-06-25 Общество с ограниченной ответственностью "Гидробур-сервис" Circulation adapter
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
CN109138877A (en) * 2018-08-15 2019-01-04 博德世达（天津）能源科技有限公司 Fixed ball seat circulating valve, using its drilling equipment and drilling well, blocking method
RU2755981C2 (en) * 2019-06-28 2021-09-23 Закрытое акционерное общество "НГТ" Circulation sub
RU2743288C1 (en) * 2020-07-08 2021-02-16 Общество с ограниченной ответственностью "Гидробур-сервис" 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
RU2682271C1 (en) Circulation valve of drill column
RU2599120C1 (en) Circulation valve of drill column
RU2599119C1 (en) Circulation valve of drill column
EP3714130B1 (en) Method and apparatus for washing an annulus
US10641052B2 (en) Reverse circulation well tool
CA2361284C (en) Flow-operated valve
US8931557B2 (en) Wellbore servicing assemblies and methods of using the same
US20090056952A1 (en) Downhole Tool
NO318165B1 (en) Well injection string, method of fluid injection and use of flow control device in injection string
US20170089177A1 (en) Controller for downhole tool
CA3034819C (en) Multi-cycle wellbore clean-out tool
US10060210B2 (en) Flow control downhole tool
CA2984951A1 (en) Sliding sleeve having indexing mechanism and expandable sleeve
RU181350U1 (en) Drill string circulation valve
AU2005311157B2 (en) Diverter tool
EP1332273B1 (en) Downhole valve device
RU2681774C1 (en) Drill string circulation valve
RU194815U1 (en) DRILL CIRCULATION VALVE
US9080414B2 (en) Method of treating a downhole formation using a downhole packer
RU2303116C1 (en) All-purpose valve for downhole motor
RU2774306C1 (en) Circulation valve of a drill string
RU2555988C2 (en) Method and device for setting of inflatable packer in subhydrostatic well
CA2926646C (en) Downhole packer and method of treating a downhole formation using the downhole packer
GB2384019A (en) Flow-operated valve

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200606