RU2682271C1

RU2682271C1 - Circulation valve of drill column

Info

Publication number: RU2682271C1
Application number: RU2018113342A
Authority: RU
Inventors: Владимир Иванович Тимофеев; Александр Борисович Рыжов; Андрей Валерьевич Зайцев; Андрей Васильевич Богданов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис"
Priority date: 2018-04-11
Filing date: 2018-04-11
Publication date: 2019-03-18

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to devices for drilling oil and gas wells, namely to the circulating valves of the drill string. Device comprises a tubular body, a spool bushing inside the body, having a seat in the central channel, a guide ring in the inlet part of the body, a spring which presses the slide sleeve to the guide ring. Two circulation ports with feed ports are closed by a spool bushing in inactive mode, which pumps the fluid through the drill string and opens and provides communication with the inner space of the drill string in active mode. Resettable activation ball is made with the possibility of deformation and passing through the saddle as the fluid moves along the drill string. Two locking balls, discharged one after the other, interact with the circulation ports to block the flow of fluid. Sleeve is located inside the housing, the spool sleeve is placed with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve and provided with upper and lower flow seals in contact with the inner surface of the sleeve. Upstream edge of the sleeve is located downstream of the ports. Sleeve is made with through side holes. Each port is made with a protruding inward from the inner surface of the case edge. Sleeve contains a threaded sub fastened to the housing with a device for trapping balls located inside it. Device comprises an annular piston located coaxially between the spool sleeve and the sleeve, having upper and lower ends, upper and lower holes, and an internal thread between them. Upstream end of the piston is made with an annular depression adjacent to the upstream opening. Downstream part of the piston is made with an annular groove on the outer surface with the ability to accommodate the downstream seal in contact with the inner surface of the sleeve. External thread is made in the middle part of the sleeve, the first and second cylindrical belts are made upstream of the thread with the formation of an annular protrusion. Piston and bushing are threaded for contact. Upstream end of the piston, the annular depression at the end of the piston, the second cylindrical belt of the slide sleeve, the end of the sleeve and the annular groove at the end of the sleeve form an annular chamber. Upstream seal is made in the form of an elastomer cuff in the form of a T-shaped cross section. T-shaped shelf cuff mounted on the second cylindrical belt of the spool bushing, located upstream from the first belt. Downstream edge of the cuff is located in an annular cavity at the end of the piston. Upstream edge of the cuff is located in the annular groove at the end of the sleeve. Sleeve and the piston are made with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve together with the ball in such a way that in the position of overlap of the flow ports of the ports by the inlet cylindrical part of the spool sleeve, the upstream seal is located downstream from the flow ports of the circulation ports and contacts the inner surface of the sleeve.EFFECT: increased resource and reliability of the circulation valve.1 cl, 9 dwg

Description

Изобретение относится 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 circulation valves for a drill string, allowing multiple switching of the fluid flow of the drilling fluid, including mud materials, from the inner space of the drill string into the annulus, bypassing all the bottom of the drill string assembly located below the valve.

Известен скважинный инструмент для циркуляции текучей среды в стволе скважины, содержащий трубчатый корпус с внешними отверстиями, поршень, установленный с возможностью скольжения внутри корпуса, внутреннее расходное отверстие, проходящее через корпус и поршень, через которое проходит первичная траектория движения текучей среды, при этом поршень имеет первое положение, в котором внешние отверстия выполнены перекрываемыми от первичной траектории движения текучей среды, и второе положение, в котором блокируется первичная траектория движения текучей среды и открываются внешние отверстия для обхода указанной траектории между внутренним расходным отверстием и кольцевым зазором ствола скважины, и делительный механизм, установленный между корпусом и поршнем для направления поршня между первым и вторым положениями (US 8844634 В2, 30.09.2014).A well-known downhole tool for circulating a fluid in a wellbore, comprising a tubular body with external holes, a piston slidably mounted inside the body, an internal flow hole passing through the body and the piston through which the primary fluid path passes, the piston having the first position in which the outer holes are made overlapped from the primary path of the fluid, and the second position in which the primary path is blocked izheniya fluid and external openings are opened to bypass said path between the internal bore and consumable annulus of the wellbore, and dividing mechanism mounted between the housing and the piston to the piston direction between first and second positions (US 8,844,634 B2, 09.30.2014).

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, a piston is mounted to move between the first and second positions an unlimited number of times per 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 made 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 изображено 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 устанавливается 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 устанавливается в указанное отверстие для перекрытия 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 А, 19.03.1996).A device is known that allows you to control wells during drilling, consisting of a tubular body that is installed 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 installed in the specified hole to block the hole and prevent the passage of fluid and through said 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 A, 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 размывом 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 erosion and a high probability 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 lower the 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.

Известно 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 активирующего шара, когда шар 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 по потоку от посадочного седла, таким образом, чтобы позволить запирающему шару, который запускается после того, как активирующий шар 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, 25.03.2008).A circulation device is known for installation in a drill string, which can switch between an inactive mode, in which it does not impede fluid flow through the drill string during a normal drilling process, and an active mode, when it is necessary to interrupt a drilling process consisting of an outer casing, a sleeve, axially displaced inside the housing, the seat saddle connected to the sleeve necessary to receive the activating ball when the ball is driven by the flow of drilling fluid in the direction from surface to the bottom of the drill string, the mentioned seat saddle biases the sleeve along the axis 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 communicates with the interior of the drill columns when the tool is in active mode, the specified circulation port is located upstream of the seat saddle, so as to allow a locking ball that starts after As the activating 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, 03/25/2008).

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 скоротечному 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 waterjet 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 leads to fleeting wear of the circulation ports and unstable valve closure when using drilling fluids, in Luciano 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 colmatization 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.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является 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, а также содержащий 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 (RU 2599120 С1, 10.10.2016).Closest to the claimed invention is a 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 inlet of the housing, a spring, pressing the spool sleeve to the guide ring, through internal cavities of the housing, the guide ring, the seat and the spool sleeve are pumped fluid, as well as containing two fixed in the housing circulation ports with flow openings, circulation ports are closed by the spool sleeve in an inactive mode, during 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, dropping one after another, interacting with the circulation ports to block the flow of fluid through the specified 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, and also containing 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 seals, which interacting with the inner surface of the sleeve, 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 top upstream, the spool sleeve edge is located downstream of the circulation ports, wherein 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 is fixed with each through side hole relative to the edge of the circulation port directed inward, and the inner the profile of the inlet of the supply openings of the circulation ports is made confuser in the direction of the outer surface of the tubular body (RU 2599120 C1, 10.10.2016).

В известной конструкции 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.In the known construction, the outlet part of the sleeve is made with a thrust 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 formed 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 of the sleeve, with an internal cavity bchatogo body.

В известной конструкции 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.In the known construction, the inner profile of the guide ring is made confuser in the direction of the inlet 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 inlet part of the spool sleeve.

В известной конструкции внутренний профиль выходной части трубчатого корпуса выполнен диффузорным в направлении устройства для улавливания шаров, прошедших с потоком текучей среды через седло золотниковой втулки.In the known construction, the inner profile of the outlet part of the tubular body is made diffuser in the direction of the device for catching the balls that passed with the fluid flow through the seat of the spool sleeve.

Недостатком известной конструкции является неполная возможность повышения ресурса и надежности вследствие высокой активности кавитационных процессов потока текучей среды, что объясняется гидроабразивным размывом верхнего по потоку уплотнения - манжеты из эластомера в золотниковой втулке, находящейся в потоке, 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, с расходом 25÷27 л/сек, при перемещении золотниковой гильзы с уплотнениями из эластомера через расходные отверстия циркуляционных портов, по существу, объясняется разрушением уплотнительных кромок переднего по потоку уплотнения (манжеты) при ее перемещении через расходные отверстия циркуляционных портов.A disadvantage of the known design is the incomplete possibility of increasing the resource and reliability due to the high activity of cavitation processes of the fluid flow, which is explained by hydroabrasive erosion of the upstream seal — cuffs of elastomer in the spool sleeve in the stream, for example, polymer-clay 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 oil products, with hydrostatic pressure 2 5 ÷ 30 MPa, with a flow rate of 25 ÷ 27 l / s, when moving the spool sleeve with seals from elastomer through the flow openings of the circulation ports, it is essentially explained by the destruction of the sealing edges of the upstream seal (cuff) when it moves through the flow openings of the circulation ports .

Другим недостатком известной конструкции является неполная возможность повышения ресурса и надежности, что объясняется гидроабразивным размывом верхнего по потоку уплотнения - манжеты из эластомера в золотниковой втулке, находящейся в потоке текучей среды при закачке кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора, например, бурового раствора с карбонатным утяжелителем фракционированной мраморной крошкой (р=1,8 г/см³) или при использовании бурового раствора с пониженным содержанием твердой фазы (р=2,2 г/см³), в которых в качестве утяжелителя используют барит или сидерит (карбонат железа), а размер фракции кольматационных материалов составляет 3÷5 мм, а также при промывке бурильной колонны после закачки кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора.Another disadvantage of the known design is the incomplete possibility of increasing the resource and reliability, which is explained by hydroabrasive erosion of the upstream seal — cuffs made of elastomer in the spool sleeve located in the fluid stream when injecting mud materials into the absorption zones of the drilling fluid, for example, a drilling fluid with a carbonate weighting agent fractionated marble chips (p = 1.8 g / cm ³ ) or when using drilling mud with a low solids content (p = 2.2 g / cm ³ ), in which barite or siderite (iron carbonate) are used as a weighting agent, and the fraction of colmatizing materials is 3–5 mm, and also when washing the drill string after injecting colmatizing materials into the mud absorption zones.

Это объясняется тем, что в известной конструкции посадка сбрасываемого активационного шара в седло золотниковой втулки выполняется плавно, при этом операция плавной посадки сбрасываемого активационного шара необходима при работе циркуляционного клапана в скважине, что предотвращает возможность продавливания активационного шара под действием давления столба текучей среды - бурового раствора в скважине при достижении контакта активационного шара с седлом золотниковой втулки.This is explained by the fact that, in the known construction, the resetting activation ball is planted into the seat of the spool sleeve smoothly, while the smooth landing of the resetting activation ball is necessary when the circulation valve is operating in the well, which prevents the activation ball from being forced through by the pressure of the fluid column - drilling mud in the well upon reaching the contact of the activation ball with the seat of the spool sleeve.

Полученная начальная величина расхода 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 составляет 5÷7 л/сек, с последующим плавным увеличением расхода текучей среды, например, до 10÷12 л/сек, была рекомендована для эксплуатации известного циркуляционного клапана.The obtained initial flow rate of a fluid, for example, polymer-clay drilling mud 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, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, is 5 ÷ 7 l / s, followed by a smooth increase in the flow rate of the fluid, for example, up to 10 ÷ 12 l / s, was recommended for the operation of the known circulation valve.

Недостатки известной конструкции объясняются тем, что кромки переднего по потоку уплотнения из эластомера в золотниковой втулке, расположенные против расходных отверстий циркуляционных портов, "затягиваются" в расходные отверстия циркуляционных портов потоком текучей среды в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты частично открыты золотниковой втулкой, а через внутренние полости корпуса, направляющего кольца, седла и золотниковой втулки осуществляется насосная подача текучей среды, например, при сбросе в скважину пачек кольматационных материалов и прокачке 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, при гидростатическом давлении 25÷30 МПа, с расходом текучей среды 5÷7 л/сек, с последующим плавным увеличением расхода текучей среды, например, до 10÷12 л/сек, вследствие этого кромки переднего по потоку уплотнения разрушаются (промываются) потоком текучей среды через расходные отверстия циркуляционных портов клапана.The disadvantages of the known design are explained by the fact that the edges of the upstream seals of elastomer in the spool sleeve, located against the flow ports of the circulation ports, are “drawn” into the flow ports of the circulation ports in an inactive mode, in which the circulation ports are partially opened by the spool sleeve, and pumping fluid is pumped through the internal cavities of the housing, the guide ring, the seat and the spool sleeve, for example, when the packs are discharged into the well olmatatsionnyh materials and pumping drilling fluids from 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 as the weighting agent uses barite or siderite (iron carbonate), and the fraction of colmatizing materials is 3–5 mm, with a hydrostatic pressure of 25–30 MPa, with a flow rate of 5–7 l / s, followed by a smooth increase in the flow rate of the fluid, for example, up to 10 ÷ 12 l / s, as a result of this edge and upstream seals are destroyed (flushed) by a fluid stream through the flow openings of the valve circulation ports.

Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение ресурса и надежности циркуляционного клапана в составе бурильной колонны без выполнения спуско-подъемных операций, по существу, путем предотвращения промыва верхнего по потоку уплотнения, при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, за счет установки между золотниковой втулкой и гильзой кольцевого поршня, размещения верхнего по потоку уплотнения в кольцевой камере между поршнем и золотниковой втулкой ниже по потоку от расходных отверстий циркуляционных портов в положении перекрытия расходных отверстий циркуляционных портов увеличенной длиной золотниковой втулки.The technical problem to which the invention is directed is to increase the life and reliability of the circulation valve in the composition of the drill string without performing tripping operations, essentially by preventing washing of the upstream seal when using drilling fluids, including mud materials, by installing between the spool sleeve and the sleeve of the annular piston, placing an upstream seal in the annular chamber between the piston and the spool sleeve downstream of similar openings of the circulation ports in the overlapping position of the flow openings of the circulation ports with an increased length of the spool sleeve.

Сущность технического решения заключается в том, что в циркуляционном клапане бурильной колонны, содержащем трубчатый корпус, золотниковую втулку, размещенную внутри корпуса и имеющую седло, выполненное в центральном канале золотниковой втулки, направляющее кольцо, установленное во входной части корпуса, пружину, прижимающую золотниковую втулку к направляющему кольцу, через внутренние полости корпуса и седла 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 золотниковой втулки 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 циркуляционные порты, а также содержащем гильзу, расположенную внутри трубчатого корпуса, золотниковая втулка размещена с возможностью продольного перемещения внутри гильзы и снабжена верхним и нижним по потоку 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, циркуляционные порты расположены ниже по потоку от седла, а 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, а гильза зафиксирована каждым сквозным боковым отверстием относительно края направленного внутрь циркуляционного порта, а также содержащем скрепленный с корпусом резьбовой переводник с расположенным внутри него устройством для улавливания шаров, прошедших с потоком текучей среды через седло золотниковой втулки, согласно изобретению содержит кольцевой поршень, расположенный коаксиально между золотниковой втулкой и гильзой, имеющий верхний и нижний по потоку торцы, верхнее и нижнее по потоку отверстия, а между ними внутреннюю резьбу, верхний по потоку торец поршня выполнен с кольцевой впадиной, примыкающей к верхнему по потоку отверстию, нижняя по потоку часть поршня выполнена с кольцевой канавкой на наружной поверхности с возможностью размещения нижнего по потоку уплотнения, контактирующего с внутренней поверхностью гильзы, в средней части золотниковой втулки выполнена наружная резьба, выше по потоку от резьбы выполнены первый и второй цилиндрические пояса с образованием между ними кольцевого выступа, направленного к поршню, а поршень и золотниковая втулка скреплены между собой резьбой с возможностью контакта кольцевого выступа золотниковой втулки, расположенного между первым и вторым цилиндрическими поясами, с кольцевой впадиной на верхнем по потоку торце поршня, при этом верхний по потоку торец поршня, кольцевая впадина на торце поршня, второй цилиндрический пояс золотниковой втулки, расположенный выше по потоку от первого цилиндрического пояса, торец золотниковой втулки и кольцевая канавка на торце золотниковой втулки, направленные к поршню, образуют кольцевую камеру с возможностью размещения верхнего по потоку уплотнения, контактирующего с внутренней поверхностью гильзы, при этом верхнее по потоку уплотнение, контактирующее с внутренней поверхностью гильзы, выполнено в виде манжеты из эластомера в форме таврового поперечного сечения, в котором тавровая полка манжеты установлена на втором цилиндрическом поясе золотниковой втулки, расположенном выше по потоку от первого цилиндрического пояса, нижний по потоку край манжеты размещен в кольцевой впадине на торце поршня, верхний по потоку край манжеты размещен в кольцевой канавке на торце золотниковой втулки, при этом золотниковая втулка выполнена с увеличенной длиной ее входной цилиндрической части, расположенной между ее торцом, направленным к поршню, и верхним по потоку торцом, минимальная длина упомянутой входной цилиндрической части золотниковой втулки равна расстоянию между верхним и нижним по потоку уплотнениями, контактирующими с внутренней поверхностью гильзы, а при достижении контакта с седлом золотниковой втулки сбрасываемого активационного шара, выполненного с возможностью деформации и прохождения через седло золотниковой втулки при движении текучей среды по бурильной колонне, золотниковая втулка и поршень выполнены с возможностью продольного перемещения внутри гильзы вместе с активационным шаром, сжимая пружину, таким образом, что в положении перекрытия расходных отверстий циркуляционных портов входной цилиндрической частью золотниковой втулки верхнее по потоку уплотнение, размещенное в упомянутой кольцевой камере между золотниковой втулкой и кольцевым поршнем, расположено ниже по потоку от расходных отверстий циркуляционных портов.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 and having a seat made in the Central channel of the spool sleeve, a guide ring installed in the input part of the body, a spring pressing the spool sleeve to the guide ring, through the internal cavity of the housing and the seat of the spool sleeve is pumped fluid, and also containing two circulating fixed in the housing x ports with flow openings, circulation ports are closed by a spool sleeve in an inactive mode, during 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 passing through the saddle of the spool sleeve when the fluid moves along the drill string, and also containing two locking balls, sat expandable one after the other, interacting with the circulation ports to block the flow of fluid through the circulation ports, as well as containing a sleeve located inside the tubular body, the spool sleeve is placed with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve and is equipped with upstream and downstream seals in contact with the inner surface sleeves, while in an inactive mode, in which the circulation ports are closed by a spool sleeve and pumped fluid is supplied through the storm To the core, the circulation ports are located downstream of the seat, and the spool sleeve seals are located on opposite sides of the circulation ports, and in the active mode, in which the circulation ports are open and communicate 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 protruding inward from the inner housing, the edge, and the sleeve is fixed with each through side hole relative to the edge of the inwardly directed circulation port, as well as containing a threaded adapter attached to the housing with a device located inside it for catching the balls passed with the fluid flow through the seat of the spool sleeve, according to the invention contains an annular piston located coaxially between the spool sleeve and sleeve, having upstream and downstream ends, upstream and downstream openings, and between and internal thread, the upstream end of the piston is made with an annular cavity adjacent to the upstream hole, the downstream part of the piston is made with an annular groove on the outer surface with the possibility of placing the downstream seal in contact with the inner surface of the sleeve in the middle part the spool sleeve has an external thread, upstream of the thread, the first and second cylindrical belts are made with the formation of an annular protrusion directed towards the piston between them, and the piston and gold the nickel sleeve is fastened together by a thread with the possibility of contact of the annular protrusion of the spool sleeve located between the first and second cylindrical belts, with an annular depression on the upstream end of the piston, with the upstream end of the piston, annular depression on the end of the piston, second cylindrical spool bushings located upstream of the first cylindrical belt, the end face of the spool sleeve and the annular groove at the end of the spool sleeve directed towards the piston form an annular chamber the ability to accommodate the upstream seal in contact with the inner surface of the sleeve, while the upstream seal in contact with the inner surface of the sleeve is made in the form of a cuff of elastomer in the form of a T-section in which the T-section of the cuff is mounted on a second cylindrical belt of the spool sleeve located upstream of the first cylindrical belt, the downstream edge of the cuff is placed in the annular cavity at the end of the piston, the upstream edge of the cuff placed in an annular groove at the end of the spool sleeve, while the spool sleeve is made with an increased length of its inlet cylindrical part located between its end directed towards the piston and the upstream end face, the minimum length of said inlet cylindrical part of the spool sleeve is equal to the distance between the upper and downstream seals in contact with the inner surface of the sleeve, and when contact with the seat of the spool sleeve of the resetting activation ball is reached, made with With the ability to deform and pass through the seat of the spool sleeve when the fluid moves along the drill string, the spool sleeve and piston are made to move longitudinally inside the sleeve together with the activation ball, compressing the spring so that in the position of the flow ports of the circulation ports overlap with the inlet cylindrical part of the spool upstream seal located in said annular chamber between the spool sleeve and the annular piston, located downstream of p bypass ports of circulation ports.

В неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой, через внутренние полости корпуса и седла 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 the spool sleeve, pumping fluid is supplied through the internal cavities of the housing and the seat of the spool sleeve, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm ³ and a viscosity of 90 s containing solid solution phases - 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 in this mode, a well is drilled with a screw gerotor hydraulic motor.

В активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты, через входную часть корпуса 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, a pumping fluid is supplied through the inlet part of the housing and circulation ports - a drilling fluid containing mud materials, for example, when using a drilling fluid with a carbonate weighting agent - fractionated marble chips (p = 1.8 g / cm ³ ) or 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 size of the mud materials is 3 ÷ 5 mm.

Выполнение циркуляционного клапана бурильной колонны таким образом, что он содержит кольцевой поршень, расположенный коаксиально между золотниковой втулкой и гильзой, имеющий верхний и нижний по потоку торцы, верхнее и нижнее по потоку отверстия, а между ними внутреннюю резьбу, верхний по потоку торец поршня выполнен с кольцевой впадиной, примыкающей к верхнему по потоку отверстию, нижняя по потоку часть поршня выполнена с кольцевой канавкой на наружной поверхности с возможностью размещения нижнего по потоку уплотнения, контактирующего с внутренней поверхностью гильзы, в средней части золотниковой втулки выполнена наружная резьба, выше по потоку от резьбы выполнены первый и второй цилиндрические пояса с образованием между ними кольцевого выступа, направленного к поршню, а поршень и золотниковая втулка скреплены между собой резьбой с возможностью контакта кольцевого выступа золотниковой втулки, расположенного между первым и вторым цилиндрическими поясами, с кольцевой впадиной на верхнем по потоку торце поршня, при этом верхний по потоку торец поршня, кольцевая впадина на торце поршня, второй цилиндрический пояс золотниковой втулки, расположенный выше по потоку от первого цилиндрического пояса, торец золотниковой втулки и кольцевая канавка на торце золотниковой втулки, направленные к поршню, образуют кольцевую камеру с возможностью размещения верхнего по потоку уплотнения, контактирующего с внутренней поверхностью гильзы, при этом верхнее по потоку уплотнение, контактирующее с внутренней поверхностью гильзы, выполнено в виде манжеты из эластомера в форме таврового поперечного сечения, в котором тавровая полка манжеты установлена на втором цилиндрическом поясе золотниковой втулки, расположенном выше по потоку от первого цилиндрического пояса, нижний по потоку край манжеты размещен в кольцевой впадине на торце поршня, верхний по потоку край манжеты размещен в кольцевой канавке на торце золотниковой втулки, при этом золотниковая втулка выполнена с увеличенной длиной ее входной цилиндрической части, расположенной между ее торцом, направленным к поршню, и верхним по потоку торцом, минимальная длина упомянутой входной цилиндрической части золотниковой втулки равна расстоянию между верхним и нижним по потоку уплотнениями, контактирующими с внутренней поверхностью гильзы, а при достижении контакта с седлом золотниковой втулки сбрасываемого активационного шара, выполненного с возможностью деформации и прохождения через седло золотниковой втулки при движении текучей среды по бурильной колонне, золотниковая втулка и поршень выполнены с возможностью продольного перемещения внутри гильзы вместе с активационным шаром, сжимая пружину, таким образом, что в положении перекрытия расходных отверстий циркуляционных портов входной цилиндрической частью золотниковой втулки верхнее по потоку уплотнение, размещенное в упомянутой кольцевой камере между золотниковой втулкой и кольцевым поршнем, расположено ниже по потоку от расходных отверстий циркуляционных портов, обеспечивает повышение ресурса и надежности циркуляционного клапана в составе бурильной колонны без выполнения спуско-подъемных операций, при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, за счет установки между золотниковой втулкой и гильзой кольцевого поршня и размещения верхнего по потоку уплотнения в кольцевой камере с торцовыми канавками между поршнем и золотниковой втулкой, ниже по потоку от расходных отверстий циркуляционных портов в положении перекрытия расходных отверстий циркуляционных портов увеличенной длиной входной цилиндрической части золотниковой втулки.The implementation of the circulation valve of the drill string in such a way that it contains an annular piston located coaxially between the spool sleeve and the sleeve, having upstream and downstream ends, upstream and downstream openings, and between them an internal thread, an upstream end of the piston is made with annular cavity adjacent to the upstream hole, the downstream part of the piston is made with an annular groove on the outer surface with the possibility of placing a downstream seal in contact o with the inner surface of the sleeve, an external thread is made in the middle part of the spool sleeve, upstream of the thread, the first and second cylindrical belts are formed with the formation of an annular protrusion directed towards the piston, and the piston and spool sleeve are fastened together by a thread with the possibility of ring contact the protrusion of the spool sleeve located between the first and second cylindrical belts, with an annular cavity on the upstream end of the piston, with the upstream end of the piston, annular inlet on the end face of the piston, the second cylindrical zone of the spool sleeve located upstream of the first cylindrical belt, the end face of the spool sleeve and the annular groove on the end of the spool sleeve directed towards the piston form an annular chamber with the possibility of placing an upstream seal in contact with the inner surface sleeves, while the upstream seal in contact with the inner surface of the sleeve is made in the form of a cuff of elastomer in the form of a T-shaped cross section in which the tee flange of the cuff is mounted on the second cylindrical belt of the spool sleeve, located upstream of the first cylindrical belt, the downstream edge of the cuff is placed in the annular cavity at the end of the piston, the upstream edge of the cuff is placed in the annular groove on the end of the spool sleeve, while the sleeve is made with an increased length of its inlet cylindrical part located between its end facing the piston and the upstream end, the minimum length of said inlet cylinder of the spool sleeve is equal to the distance between the upstream and downstream seals in contact with the inner surface of the sleeve, and when contact is made with the seat of the spool sleeve of the resetting activation ball, which is capable of deformation and passage through the seat of the spool sleeve when the fluid moves along the drill string, the spool sleeve and the piston are capable of longitudinal movement inside the sleeve together with the activation ball, compressing the spring, so that in position overlapping the flow ports of the circulation ports with the inlet cylindrical part of the spool sleeve upstream seal located in the said annular chamber between the spool sleeve and the annular piston located downstream of the flow openings of the circulation ports, increases the life and reliability of the circulation valve in the drill string without performing tripping, when using drilling fluids, including mud materials, due to the installation between olotnikovoy sleeve and the annular piston sleeve and placing the upper seal of the flow in the annular chamber with the end grooves between the piston and the slide valve sleeve, downstream from the dispensing opening circulation ports in a position overlapping apertures consumable circulation inlet ports increased length of the cylindrical portion slide valve sleeve.

Такое выполнение циркуляционного клапана обеспечивает также повышение ресурса и надежности циркуляционного клапана в составе бурильной колонны за счет того, что верхнее по потоку уплотнение выполнено в виде манжеты из эластомера в форме таврового поперечного сечения, в котором нижний по потоку край манжеты установлен в кольцевой впадине на торце поршня, верхний по потоку край манжеты установлен в кольцевой канавке на торце золотниковой втулки, при этом в потоке 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 не более 1% и до 5% нефтепродуктов, при гидростатическом давлении 25÷30 МПа и расходе 5÷7 л/сек, с последующим плавным увеличением расхода текучей среды, например, до 10÷12 л/сек, вследствие этого при осуществлении насосной подачи текучей среды - бурового раствора, содержащего кольматационные материалы, предотвращается вырыв манжеты из кольцевой камеры потоком текучей среды через расходные отверстия циркуляционных портов.This embodiment of the circulation valve also provides an increase in the life and reliability of the circulation valve in the drill string due to the fact that the upstream seal is made in the form of an elastomer sleeve in the form of a T-section in which the downstream edge of the sleeve is installed in an annular cavity at the end piston, the upstream edge of the cuff is installed in an annular groove at the end of the spool sleeve, while in a fluid stream, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2, 2 g / cm ³ , viscosity 90 s, containing the solid phases of the solution - sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, not more than 1% and up to 5% of oil products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa and a flow rate of 5 ÷ 7 l / sec, followed by a smooth increase in the flow rate of the fluid, for example, up to 10 ÷ 12 l / sec, as a result of this, when pumping the fluid — the drilling fluid containing mud materials, the cuff is pulled out of the annular chamber by the fluid flow through the flow openings of the circulation ports .

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 циркуляционный клапан КЦ-120РС.802, предназначенный для бурильной колонны с героторным гидравлическим двигателем ДРУ3-120РС.800 и долотом.Below is the KTs-120RS.802 circulation valve, designed for a drill string with a DRU3-120RS.800 gerotor hydraulic motor and a chisel.

На фиг. 1 изображен циркуляционный клапан в неактивном режиме, осуществляется насосная подача бурового раствора через бурильную колонну.In FIG. 1 shows the circulation valve in an inactive mode, pumping the drilling fluid through the drill string.

На фиг. 2 изображен циркуляционный клапан в режиме посадки активационного шара в седло золотниковой втулки.In FIG. 2 shows a circulation valve in the mode of seating the activation ball in the seat of the spool sleeve.

На фиг. 3 изображен циркуляционный клапан в активном режиме, активационный шар перекрыл седло золотниковой втулки, осуществляется подача бурового раствора, содержащего кольматационные материалы, через расходные отверстия циркуляционных портов в зоны поглощения затрубного пространства.In FIG. Figure 3 shows the circulation valve in the active mode, the activation ball blocked the seat of the spool sleeve, and drilling fluid containing mud materials is supplied through the supply ports of the circulation ports to the annulus absorption zones.

На фиг. 4 изображен циркуляционный клапан, два запирающих шара блокируют поток бурового раствора через расходные отверстия циркуляционных портов.In FIG. 4 shows a circulation valve, two locking balls block the flow of drilling fluid through the flow openings of the circulation ports.

На фиг. 5 изображен циркуляционный клапан в неактивном режиме, два запирающих шара продавили активационный шар и движутся в устройство для улавливания шаров.In FIG. 5 shows the circulation valve in the inactive mode, two locking balls have pushed the activation ball and move into the device for trapping the balls.

На фиг. 6 изображен поперечный разрез А-А на фиг. 1 циркуляционных портов и боковых отверстий гильзы, расходные отверстия циркуляционных портов перекрыты кольцевым поршнем, скрепленным с золотниковой втулкой в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача бурового раствора.In FIG. 6 shows a cross section AA in FIG. 1 of the circulation ports and the side openings of the liner, the supply openings of the circulation ports are blocked by an annular piston fastened to the spool sleeve in an inactive mode, during which pumping of the drilling fluid is carried out.

На фиг. 7 изображен поперечный разрез Б-Б на фиг. 1 золотниковой втулки, размещенной в гильзе, и гильзы, размещенной в корпусе.In FIG. 7 shows a cross-section BB in FIG. 1 spool sleeve located in the sleeve, and sleeve located in the housing.

На фиг. 8 изображен поперечный разрез В-В на фиг. 1 входной части устройства для улавливания шаров, прошедших через седло золотниковой втулки.In FIG. 8 is a cross-sectional view BB of FIG. 1 of the input part of the device for catching balls passing through the seat of the spool sleeve.

На фиг. 9 изображен элемент I на фиг. 1 корпуса с циркуляционным портом, гильзы, кольцевого поршня с уплотнениями и золотниковой втулки.In FIG. 9 shows element I in FIG. 1 housing with a circulation port, liner, annular piston with seals and spool sleeve.

Циркуляционный клапан содержит трубчатый корпус 1 с резьбой 2 на краю 3, предназначенной для соединения с низом верхней части бурильной колонны (не показанной), а также с 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, выполненное 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, 9.The circulation valve contains a tubular body 1 with a 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 a thread 4 on the edge 5 for connection with a threaded sub 6, designed to connect the 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 made in the Central channel 11 of the spool sleeve 9, the guide ring 12, located in the inlet part 13 of the housing 1, a spring 14 pressing the spool sleeve 9 against the guide ring 12 is shown in FIG. 19.

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, в указанном режиме осуществляют бурение скважины 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 solid phases 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, at a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, in this mode, a well is drilled with a gerotor hydraulic motor (not shown) shown in FIG. one.

Циркуляционный клапан содержит два закрепленных в корпусе циркуляционных порта 16, 17 с расходными отверстиями, соответственно 18, 19, изображено на фиг. 1, 6, 9.The circulation valve contains two circulation ports 16, 17 fixed in the housing with flow openings, respectively 18, 19, shown in FIG. 1, 6, 9.

Циркуляционные порты 16 и 17 перекрыты 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 blocked by the 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 phases of sand - 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, 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. 3.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. 3.

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, выполненное 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 перекрытия потока 15 текучей среды через указанные циркуляционные порты 16, 17, изображено на фиг. 2, 3, 4.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, made in the central channel 11 of the spool sleeve 9 when the fluid 15 moves along the drill string, it also contains two locking balls 22, 23, discharged into the drill string one after another, interacting with the circulation ports 16, 17 to shut off the fluid flow 15 through these circulation ports 16, 17, shown in FIG. 2, 3, 4.

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, 4, 5.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, 4, 5.

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, размещена с возможностью продольного перемещения внутри гильзы 25 и снабжена наружными уплотнениями: 29 (верхним по потоку 15) и 30 (нижним по потоку 15), контактирующими с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, изображено на фиг. 1, 9.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, placed with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve 25 and is equipped with external seals: 29 (upper flow 15) and 30 (downstream 15) in contact with the inner surface 31 of sleeve 25, shown in FIG. 19.

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 наружные уплотнения 29, 30, соответственно, золотниковой втулки 9 и кольцевого поршня 62 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, 9.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 sand-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 seat 10, while the outer seals 29, 30, accordingly, the spool sleeve 9 and the annular piston 62 are located on opposite sides, essentially, upstream and downstream of the fluid - drilling mud 15 relative to the circulation ports 16, 17, shown in FIG. 19.

В активном режиме через верхнюю часть бурильной колонны и циркуляционный клапан осуществляется насосная подача текучей среды -бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 32, 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. 3, 6.In the active mode, the pumping fluid is supplied through the top of the drill string and the circulation valve 15, containing mud materials 32, for example, when using drilling fluid with a reduced solids content (p = 2.2 g / cm ³ ), which siderite (iron carbonate) is used as a weighting agent, and the size of the fraction of colmatizing materials is 3–5 mm, is shown in FIG. 3, 6.

В активном режиме, при котором циркуляционные порты 16, 17 открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством 20 бурильной колонны, верхний по потоку край (торец) 33 золотниковой втулки 9 расположен ниже по потоку текучей среды-бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 32, от упомянутых циркуляционных портов 16, 17, при этом активационный шар 21 перекрывает седло 10 золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 3.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 (end) 33 of the spool sleeve 9 is located downstream of the fluid-drilling fluid 15 containing mud materials 32, from said circulation ports 16, 17, while the activation ball 21 overlaps the seat 10 of the spool sleeve 9, shown in FIG. 3.

Гильза 25 выполнена с двумя сквозными боковыми отверстиями 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 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, соответственно 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, 6.The sleeve 25 is made with two through side holes 34, each circulation port 16 and 17 is made with the edge 35 and 36 protruding inwardly 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 34 with respect to the corresponding edge 35 and 36 of the inwardly directed circulation port, 16 and 17, respectively, and the inner profile 37 and 38 of the inlet part, 39 and 40, respectively, of the supply ports 18 and 19 of the circulation ports, 16 and 17, respectively the board 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, 6.

Кроме того, на фиг. 6 изображено: поз. 44 - слой кольматации; поз. 45 -пластовая гидравлическая среда.In addition, in FIG. 6 shows: pos. 44 - layer of mudding; pos. 45 -plastic hydraulic medium.

Внутри трубчатого корпуса 1 установлена упорная втулка 46 из карбида вольфрама, задний торец 47 золотниковой втулки 9 расположен на расстоянии 48 от торца 49 упорной втулки 46 с возможностью сообщения полости 50, в которой размещена пружина 14, образованной нижним по потоку 15 наружным уплотнением 30 золотниковой втулки 9, внутренним диаметром 31 гильзы 25, наружным диаметром 51 хвостовика золотниковой втулки 9 и торцом 52 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, 2, 3, 8.A stop sleeve 46 made of tungsten carbide is installed inside the tubular body 1, the rear end 47 of the slide sleeve 9 is located at a distance 48 from the end face 49 of the stop sleeve 46 with the possibility of communicating a cavity 50 in which a spring 14 is formed, formed by the downstream 15 of the outer seal 30 of the slide sleeve 9, with an inner diameter 31 of the sleeve 25, an outer diameter 51 of the shank of the spool sleeve 9 and an end face 52 of the sleeve 25, with an internal cavity 20 of the housing 1 through which the pumping fluid is supplied, for example, 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 oil products, with hydrostatic pressure, mainly 25 ÷ 30 MPa, shown in FIG. 1, 2, 3, 8.

Такое размещение пружины 14 в полости 50 уменьшает шламование полости 50, в которой размещена пружина 14, потоком 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, 2, 3, 8.This placement of the spring 14 in the cavity 50 reduces the slurry of the cavity 50 in which the spring 14 is placed by a fluid stream, for example, polymer-clay drilling mud 15 with a density of 2.2 g / cm ³ , a viscosity of 90 s, containing solid phases of the sand solution with with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm, the sand content is not more than 1%, and up to 5% of petroleum products, with hydrostatic pressure, mainly 25 ÷ 30 MPa, is shown in FIG. 1, 2, 3, 8.

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 32, 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 47 золотниковой втулки 9 прижат к упорному торцу 49 упорной втулки 46, при этом пружина 14 изолирована от воздействия потока текучей среды - бурового раствора 15, изображено на фиг. 3.In the active mode, in which the circulation ports 16 and 17 are open, and through the drill string, a pumped fluid is supplied with a drilling fluid 15 containing mud materials 32, for example, when using a drilling fluid with a reduced solids content (p = 2, 2 g / cm ^3), wherein the weighting agent is used, siderite (iron carbonate), and the size colmatation materials fraction is 3 ÷ 5 mm, the slide valve end face 47 of the sleeve 9 is pressed against the thrust bearing end 49 of the sleeve 46, the spring 14 izolirova and from the effects of fluid flow - the mud 15 is shown in FIG. 3.

Устройство 24 для улавливания шаров 21, 22, 23, прошедших через седло 10 и центральный канал 11 золотниковой втулки 9, содержит фильтрующую трубу 53 с щелевыми каналами 54, входную втулку 55 и выходную втулку 56, фильтрующая труба 53 соединена резьбой 57 с входной втулкой 55, а также соединена резьбой 58 с выходной втулкой 56, при этом входная втулка 55 выполнена с четырьмя направленными наружу ребрами 59 и телескопически соединена торцами 60 упомянутых ребер 59 с внутренним цилиндрическим поясом 61 резьбового переводника 6, изображено на фиг. 1, 2, 3, 8.The device 24 for catching balls 21, 22, 23, passed through the seat 10 and the Central channel 11 of the spool sleeve 9, contains a filter pipe 53 with slotted channels 54, the input sleeve 55 and the output sleeve 56, the filter pipe 53 is connected by a thread 57 to the input sleeve 55 and also connected by a thread 58 to the output sleeve 56, while the input sleeve 55 is made with four outwardly directed ribs 59 and telescopically connected by the ends 60 of the said ribs 59 to the inner cylindrical belt 61 of the threaded sub 6, shown in FIG. 1, 2, 3, 8.

На фиг. 5 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 активационный шар 21, выполненный из резины ИРП-1226-5, с возможностью деформации и прохождения через седло 10 золотниковой втулки 9, и движутся с потоком бурового раствора 15 в устройство 24 для улавливания шаров, при этом в устройстве 24 для улавливания шаров 21, 22, 23 может размещаться 5 активационных шаров 21, 5 запирающих шаров 22 и 5 запирающих шаров 23.In FIG. 5 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 oil products, the activation ball 21 was pushed, made of rubber IRP-1226-5, with possible deformation and passing through the seat 10 of the spool sleeve 9, and move with the flow of drilling fluid 15 into the device 24 for trapping balls, while in the device 24 for trapping balls 21, 22, 23, 5 activation balls 21, 5 of the locking balls 22 and 5 locking balls 23.

Циркуляционный клапан содержит кольцевой поршень 62, расположенный коаксиально между золотниковой втулкой 9 и гильзой 25, имеющий верхний по потоку 15 торец 63 и нижний по потоку торец 64, верхнее по потоку 15 отверстие 65 и нижнее по потоку 15 отверстие 66, а между ними внутреннюю резьбу 67, верхний по потоку 15 торец 63 поршня 62 выполнен с кольцевой впадиной 68, примыкающей к верхнему по потоку 15 отверстию 65, нижняя по потоку 15 часть 69 поршня 62 выполнена с кольцевой канавкой 70 на наружной поверхности 71 с возможностью размещения нижнего по потоку 15 уплотнения 30, контактирующего с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, в средней части 72 золотниковой втулки 9 выполнена наружная резьба 73, выше по потоку 15 от резьбы 73 выполнены первый цилиндрический пояс 74 и второй цилиндрический пояс 75 с образованием между ними кольцевого выступа 76, направленного к поршню 62, а поршень 62 и золотниковая втулка 9 скреплены между собой внутренней резьбой 67 поршня 62 и наружной резьбой 73 золотниковой втулки 9 с возможностью контакта кольцевого выступа 76 золотниковой втулки 9, расположенного между первым и вторым цилиндрическими поясами, соответственно, 74 и 75 с кольцевой впадиной 68 на верхнем по потоку 15 торце 63 поршня 62, изображено на фиг. 1, 9.The circulation valve contains an annular piston 62 located coaxially between the spool sleeve 9 and the sleeve 25, having an upstream end face 63 and an upstream end end 64, an upstream end hole 15 and an upstream end hole 15, and an internal thread between them. 67, the upstream end 15 of the end face 63 of the piston 62 is made with an annular cavity 68 adjacent to the upstream hole 15 of the hole 65, the downstream 15 part 69 of the piston 62 is made with an annular groove 70 on the outer surface 71 with the possibility of placing the downstream seal 15 An outer thread 73 is made in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, in the middle part 72 of the spool sleeve 9, the first cylindrical belt 74 and the second cylindrical belt 75 are made upstream of the thread 73 with the formation of an annular protrusion 76 directed between them the piston 62, and the piston 62 and the spool sleeve 9 are fastened together by an internal thread 67 of the piston 62 and an external thread 73 of the spool sleeve 9 with the possibility of contact of the annular protrusion 76 of the spool sleeve 9 located between the first and second cylinders belt, respectively, 74 and 75 with an annular cavity 68 on the upstream end 15 of the end face 63 of the piston 62, is shown in FIG. 19.

Верхний по потоку 15 торец 63 поршня 62, кольцевая впадина 68 на торце 63 поршня 62, второй цилиндрический пояс 75 золотниковой втулки 9, расположенный выше по потоку 15 от первого цилиндрического пояса 65, торец 76 золотниковой втулки 9 и кольцевая канавка 77 на торце 76 золотниковой втулки 9, направленные к поршню 62, образуют кольцевую камеру 78 с возможностью размещения верхнего по потоку 15 уплотнения 29, контактирующего с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, при этом между нижним по потоку 15 отверстием 66 кольцевого поршня 62 и наружным диаметром 51 хвостовика золотниковой втулки 9 размещено собственное уплотнение 79, изображено на фиг. 1, 9.The upstream end 15 of the end face 63 of the piston 62, the annular cavity 68 at the end face 63 of the piston 62, the second cylindrical belt 75 of the spool sleeve 9, located upstream 15 from the first cylindrical belt 65, the end 76 of the spool sleeve 9 and the annular groove 77 at the end face 76 of the spool the bushings 9 directed to the piston 62 form an annular chamber 78 with the possibility of placing an upstream seal 15 in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, while between the downstream hole 15 of the ring piston 62 and the outer diameter 51 of the tails Single slide valve sleeve 9 taken own seal 79, shown in FIG. 19.

Верхнее по потоку уплотнение 29, контактирующее с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, выполнено в виде манжеты 80 из эластомера в форме таврового поперечного сечения, в котором тавровая полка 81 манжеты 80 установлена на втором цилиндрическом поясе 75 золотниковой втулки 9, расположенном выше по потоку 15 от первого цилиндрического пояса 65, нижний по потоку 15 край 82 манжеты 80 размещен в кольцевой впадине 68 на торце 63 поршня 62, верхний по потоку 15 край 83 манжеты 80 размещен в кольцевой канавке 77 на торце 76 золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 1, 9.The upstream seal 29 in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25 is made in the form of a cuff 80 of elastomer in the form of a T-section in which the T-flange 81 of the cuff 80 is mounted on the second cylindrical belt 75 of the spool sleeve 9 located upstream 15 from of the first cylindrical belt 65, the downstream edge 15 of the sleeve 80 located in the annular cavity 68 at the end face 63 of the piston 62, the upstream 15 edge 83 of the sleeve 80 is located in the annular groove 77 at the end face 76 of the spool sleeve 9, shown in FIG. 19.

Золотниковая втулка 9 выполнена с увеличенной длиной 84 входной цилиндрической части 85, расположенной между ее торцом 76, направленным к кольцевому поршню 62, и верхним по потоку 15 торцом 33, минимальная длина 84 упомянутой входной цилиндрической части 85 золотниковой втулки 9 равна расстоянию 86 между верхним по потоку 15 уплотнением 29 и нижним по потоку 15 уплотнением 30, контактирующими с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, изображено на фиг. 2, 9.The spool sleeve 9 is made with an increased length 84 of the inlet cylindrical part 85 located between its end face 76 directed to the annular piston 62 and the upstream end face 33, the minimum length 84 of said inlet cylindrical part 85 of the spool sleeve 9 is equal to the distance 86 between the upper flow 15 by seal 29 and downstream 15 by seal 30 in contact with inner surface 31 of sleeve 25, shown in FIG. 2, 9.

При достижении контакта с седлом 10 золотниковой втулки 9 сбрасываемого активационного шара 21, выполненного с возможностью деформации и прохождения через седло 10 золотниковой втулки 9 при движении текучей среды 15, 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, по бурильной колонне, а также в режиме сброса в скважину кольматационных материалов 32, 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, золотниковая втулка 9 и поршень 62 выполнены с возможностью продольного перемещения по потоку 15 внутри гильзы 25 вместе с активационным шаром 21, сжимая пружину 14, таким образом, что в положении перекрытия расходных отверстий 18, 19 циркуляционных портов, соответственно, 16, 17 входной цилиндрической частью 85 золотниковой втулки 9 верхнее по потоку 15 уплотнение 29, размещенное в упомянутой кольцевой камере 78 между золотниковой втулкой 9 и кольцевым поршнем 62 и контактирующее с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, расположено ниже по потоку 15 от расходных отверстий 18, 19 циркуляционных портов, соответственно, 16, 17, изображено на фиг. 2, 3.Upon reaching contact with the seat 10 of the spool sleeve 9 of the resettable activation ball 21, which is capable of deformation and passing through the seat 10 of the spool sleeve 9 when the fluid 15, for example, polymer-clay drilling mud 15 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 oil products, with hydrostatic pressure, mainly 25 ÷ 30 MPa, along the drill string, as well as in discharge mode into the borehole matting mat rials 32, for example, by using mud with low solids content (p = 2.2 g / cm ^3), wherein the weighting agent is used, siderite (iron carbonate), and the size colmatation materials fraction is 3 ÷ 5 mm, spool the sleeve 9 and the piston 62 are made with the possibility of longitudinal movement along the stream 15 inside the sleeve 25 together with the activation ball 21, compressing the spring 14, so that in the overlapping position of the flow openings 18, 19 of the circulation ports, respectively, 16, 17 of the input cylindrical part 85 s of the spool sleeve 9, the upstream seal 15, located in said annular chamber 78 between the spool sleeve 9 and the annular piston 62 and in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, is located downstream of 15 from the flow ports 18, 19 of the circulation ports, respectively 16 , 17, is shown in FIG. 2, 3.

Кроме того, на фиг. 7 изображены поз. 87 грани на поверхности 88 золотниковой втулки 9, а на фиг. 6 изображены поз. 89 грани на поверхности 90 кольцевого поршня 62, предназначенные для затяжки с заданным моментом резьбы 73 золотниковой втулки 9 и резьбы 67 кольцевого поршня 62, с упором кольцевой впадины 68 на торце 63 кольцевого поршня 62 в кольцевой выступ 76 золотниковой втулки 9.In addition, in FIG. 7 depicts pos. 87 faces on the surface 88 of the spool sleeve 9, and in FIG. 6 depicts pos. 89 faces on the surface 90 of the annular piston 62, intended for tightening with a given moment of thread 73 of the spool sleeve 9 and thread 67 of the annular piston 62, with emphasis on the annular cavity 68 at the end face 63 of the annular piston 62 into the annular protrusion 76 of the spool sleeve 9.

Циркуляционный клапан КЦ-120РС.802, предназначенный для бурильной колонны с героторным гидравлическим двигателем ДРУ3-120РС.800 и долотом, используют для закачки всех типов кольматационных материалов в зоны поглощения бурового раствора в затрубном пространстве.The KC-120RS.802 circulation valve, designed for a drill string with a DRU3-120RS.800 gerotor hydraulic motor and a chisel, is used to pump all types of mud materials into the mud absorption zones in the annulus.

Циркуляционный клапан соединяют резьбой 2 трубчатого корпуса 1 с низом верхней части бурильной колонны (не показанной), а резьбой 7, выполненной на краю 8 резьбового переводника 6, соединяют с верхом нижней части компоновки низа бурильной колонны (КНБК), включающей героторный гидравлический двигатель и долото (не показанные), применяемые при бурении нефтяной скважины.The circulation valve is connected by a thread 2 of the tubular body 1 to the bottom of the upper part of the drill string (not shown), and a 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 gerotor hydraulic motor and a bit (not shown) used when 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.

Основным рабочим элементом циркуляционного клапана является кольцевой поршень 62 и золотниковая втулка 9, скрепленные резьбой 67, 73, образующие между собой кольцевую камеру 78 с возможностью размещения верхнего по потоку 15 уплотнения 29, контактирующего с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, а также имеющие нижнее по потоку 15 уплотнение 30, размещенное в кольцевой канавке 79 кольцевого поршня 62, причем верхнее по потоку 15 уплотнение 29, контактирующее с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, выполнено в виде манжеты 80 из эластомера в форме таврового поперечного сечения, изображено на фиг. 1, 9.The main working element of the circulation valve is an annular piston 62 and a spool sleeve 9, fastened by a thread 67, 73, forming an annular chamber 78 with the possibility of placing the upstream seal 15, in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, as well as having a downstream 15, a seal 30 located in an annular groove 79 of the annular piston 62, the upstream seal 15 in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, made in the form of a sleeve 80 of elastomer in the form of a T-shaped cross section shown in FIG. 19.

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, указанные циркуляционные порты 16, 17 расположены ниже по потоку текучей среды - бурового раствора 15 от седла 10 золотниковой втулки 9, при этом наружные уплотнения 29, 30 кольцевого поршня 62 и 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, 9.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 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 seat 10 of the spool sleeve 9, while out s seals 29, 30 of the annular piston 62 and slide valve sleeve 9 are arranged on opposite sides, substantially above and below fluidly - 15 with respect to mud circulation ports 16, 17, shown in FIG. 19.

В указанном режиме осуществляют бурение скважины героторным гидравлическим двигателем ДРУ3-120РС.800, скрепленным с долотом.In this mode, the well is drilled with a DRU3-120RS.800 gerotor hydraulic motor, fastened with a bit.

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

При остановке бурового насоса кольцевой поршень 62 и золотниковая втулка 9, под действием пружины 14 прижаты до упора торца 33 золотниковой втулки в торец направляющего кольца 12, размещенного во входной части 13 корпуса 1, циркуляционные порты 16, 17 закрыты, при этом предотвращается обратный переток бурового раствора 15 из затрубного пространства 42 скважины в полость 20 бурильной колонны.When the mud pump stops, the annular piston 62 and the spool sleeve 9, are pressed against the end face 33 of the spool sleeve by the action of the spring 14 into the end face of the guide ring 12 located in the inlet part 13 of the housing 1, the circulation ports 16, 17 are closed, and the overflow of the drill pipe is prevented solution 15 from the annulus 42 of the well into the cavity 20 of the 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 32), 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 32), shown in FIG. 2.

Когда активационный шар 21 садится в седло 10, выполненное в центральном канале 11 золотниковой втулки 9, скрепленные между собой кольцевой поршень 62 и золотниковая втулка 9 под действием избыточного давления, например, 25÷30 МПа, сжимают пружину 14 и сдвигаются вниз по потоку 15, при этом циркуляционные порты 16 и 17 открываются, циркуляционный клапан находится в активном режиме, при этом производят перепуск бурового раствора 15 через отверстия циркуляционных портов 16 и 17, изображено на фиг. 3.When the activation ball 21 sits in the seat 10, made in the central channel 11 of the spool sleeve 9, the annular piston 62 and the spool sleeve 9 are fastened together under the action of excessive pressure, for example, 25–30 MPa, compress the spring 14 and shift downstream 15, while the circulation ports 16 and 17 are opened, the circulation valve is in the active mode, and the mud 15 is bypassed through the holes of the circulation ports 16 and 17, shown in FIG. 3.

Посадку активационного шара 21 в седло 10 золотниковой втулки 9 выполняют плавно, при этом операция плавной посадки сбрасываемого активационного шара 21 в седло 10 золотниковой втулки 9 предотвращает возможность продавливания активационного шара 21 под действием давления столба текучей среды 15 - бурового раствора в скважине при достижении контакта активационного шара 21 с седлом 10 золотниковой втулки 9, изображено на фиг. 3, 6.Landing the activation ball 21 in the seat 10 of the spool sleeve 9 is performed smoothly, while the operation of smoothly landing the discharged activation ball 21 in the saddle 10 of the spool sleeve 9 prevents the pressure of the activation ball 21 under the influence of the pressure of the fluid column 15 - drilling fluid in the well upon reaching the contact of the activation ball 21 with seat 10 of spool sleeve 9, shown in FIG. 3, 6.

Расход текучей среды 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 составляет 5÷7 л/сек, затем плавно увеличивают расход текучей среды, например, до 10÷12 л/сек.The flow rate of the fluid 15, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm ³ , a viscosity of 90 s, containing the solid phases of 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 petroleum products, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa is 5 ÷ 7 l / s, then the fluid flow rate is gradually increased, for example, up to 10 ÷ 12 l / s.

Далее осуществляют насосную подачу бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 32, 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, бросаемой в бурильную колонну, на 10÷15% превышает внутренний объем бурильной колонны, в затрубное пространство 42 скважины без остановок, при этом расход бурового раствора, содержащего кольматационные материалы 32, составляет, например, 45 л/сек, изображено на фиг. 3.Then pumping mud 15 containing mud materials 32, for example, drilling mud with a reduced solids content (p = 2.2 g / cm ³ ), in which siderite (iron carbonate) is used as a weighting agent, is used, while the size of the fraction of mud materials is 3 ÷ 5 mm, and the volume of the mud block thrown into the drill string 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 drilling fluid containing mud nye materials 32 is, for example, 45 l / s, is shown in FIG. 3.

Режимом работы бурового насоса, например, УНБ-600, обеспечивают не менее величины заданного расхода бурового раствора 15, содержащего кольматационные материалы 32, что предотвращает гидроабразивный размыв циркуляционных портов 16 и 17 (при меньшем расходе бурового раствора 15 циркуляционные порты открываются частично).The operating mode of the mud pump, for example, UNB-600, provides at least the value of the specified flow rate of the drilling fluid 15 containing mud materials 32, which prevents waterjet erosion of the circulation ports 16 and 17 (with a lower flow rate of the drilling fluid 15, 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 15 от клапана, изображено на фиг. 3.During the execution of the indicated technological operation, the drill string is rotated and “paced” through the activated circulation valve, circulation occurs through the circulation ports 16 and 17, bypassing all the bottom hole assembly elements located downstream of the valve 15, shown in FIG. 3.

При достижении контакта с седлом 10 золотниковой втулки 9 активационного шара 21, выполненного с возможностью деформации и прохождения через седло 10 золотниковой втулки 9 при движении текучей среды 15, 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, по бурильной колонне, а также в режиме сброса в скважину кольматационных материалов 32, 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, золотниковая втулка 9 и поршень 62 выполнены с возможностью продольного перемещения по потоку 15 внутри гильзы 25 вместе с активационным шаром 21, сжимая пружину 14, таким образом, что в положении перекрытия расходных отверстий 18, 19 циркуляционных портов, соответственно, 16,17 входной цилиндрической частью 85 золотниковой втулки 9, верхнее по потоку 15 уплотнение 29, размещенное в упомянутой кольцевой камере 78 между золотниковой втулкой 9 и кольцевым поршнем 62 и контактирующее с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, расположено ниже по потоку 15 от расходных отверстий 18, 19 циркуляционных портов, соответственно, 16, 17, изображено на фиг. 2, 3.Upon reaching contact with the seat 10 of the spool sleeve 9 of the activation ball 21, which is capable of deformation and passing through the seat 10 of the spool sleeve 9 when the fluid 15, for example, polymer-clay drilling mud 15 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 oil products, with hydrostatic pressure, mainly 25 ÷ 30 MPa, along the drill string, and also in the mode discharge into the well of mud materials 32, e.g. measures when using mud with low solids content (p = 2.2 g / cm ^3), wherein the weighting agent is used, siderite (iron carbonate), and the size colmatation materials fraction is 3 ÷ 5 mm, spool sleeve 9 and the piston 62 is made with the possibility of longitudinal movement along the stream 15 inside the sleeve 25 together with the activation ball 21, compressing the spring 14, so that in the overlapping position of the supply openings 18, 19 of the circulation ports, respectively, 16.17 inlet cylindrical part 85 of the spool the flaps 9, the upstream seal 15 located in said annular chamber 78 between the spool sleeve 9 and the annular piston 62 and in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, is located downstream 15 from the flow ports 18, 19 of the circulation ports, respectively 16 , 17, is shown in FIG. 2, 3.

За счет того верхнее по потоку уплотнение 29, контактирующее с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, выполнено в виде манжеты 80 из эластомера в форме таврового поперечного сечения, в котором тавровая полка 81 манжеты 80 установлена на втором цилиндрическом поясе 75 золотниковой втулки 9, расположенном выше по потоку 15 от первого цилиндрического пояса 65, нижний по потоку 15 край 82 манжеты 80 размещен в кольцевой впадине 68 на торце 63 поршня 62, верхний по потоку 15 край 83 манжеты 80 размещен в кольцевой канавке 77 на торце 76 золотниковой втулки 9, при этом золотниковая втулка 9 выполнена с увеличенной длиной 84 входной цилиндрической части 85, расположенной между ее торцом 76, направленным к кольцевому поршню 62, и верхним по потоку 15 торцом 33, минимальная длина 84 упомянутой входной цилиндрической части 85 золотниковой втулки 9 равна расстоянию 86 между верхним по потоку 15 уплотнением 29 и нижним по потоку 15 уплотнением 30, контактирующими с внутренней поверхностью 31 гильзы 25, при осуществлении насосной подачи текучей среды - бурового раствора, содержащего кольматационные материалы, предотвращается вырыв манжеты 80 из кольцевой камеры 77 потоком текучей среды 15 через расходные отверстия 18, 19 циркуляционных портов, соответственно, 16, 17, изображено на фиг. 2, 3.Due to this, the upstream seal 29 in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25 is made in the form of a cuff 80 of elastomer in the form of a T-section in which the T-flange 81 of the cuff 80 is mounted on the second cylindrical belt 75 of the spool sleeve 9 located upstream the flow 15 from the first cylindrical belt 65, the downstream edge 15 of the sleeve 80 of the sleeve 80 is located in the annular cavity 68 at the end face 63 of the piston 62, the upstream side 15 of the edge 83 of the sleeve 80 is located in the annular groove 77 at the end face 76 of the spool sleeve 9, while the spool sleeve 9 is made with an increased length 84 of the inlet cylindrical part 85 located between its end face 76 directed to the annular piston 62 and the upstream end face 33, the minimum length 84 of said inlet cylindrical part 85 of the spool sleeve 9 is equal to the distance 86 between the upper the flow 15 of the seal 29 and the downstream 15 of the seal 30 in contact with the inner surface 31 of the sleeve 25, when pumping a fluid medium - drilling mud containing mud materials is prevented yryv cuff 80 of the annular chamber 77 the flow of fluid 15 through flow ports 18, circulation ports 19, respectively 16, 17, shown in FIG. 2, 3.

Далее осуществляют промывку бурильной колонны от указанных кольматационных материалов 32 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 32 в фильтр героторного гидравлического двигателя.Next, the drill string is flushed from the specified mud materials 32 using a pump feed of drilling mud 15, for example, polymer-clay drilling mud with a density of 2.2 g / cm ³ containing solid phases of sand — sand with dimensions of 0.15–0.95 mm , the sand content is not more than 1%, and up to 5% of oil 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 mud materials 32 into the filter of the hydraulic motor .

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 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 текучей среды 15 через указанные циркуляционные порты 18, 19, изображено на фиг. 4.Two 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 of fluid medium 15 through the indicated circulation ports 18, 19, is shown in FIG. four.

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 53 с щелевыми каналами 54, входную втулку 55 и выходную втулку 56, изображено на фиг. 5.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 53 with slotted channels 54, an input sleeve 55 and an output sleeve 56, is shown in FIG. 5.

Золотниковая втулка 9 под действием пружины 14 прижимается к запорному кольцу 12, перекрывая расходные отверстия 18, 19 циркуляционных портов 18, 19 и возвращается в первоначальное положение, изображено на фиг. 1.The spool sleeve 9 under the action of the spring 14 is pressed against the locking ring 12, blocking the flow openings 18, 19 of the circulation ports 18, 19 and returns to its original position, shown in FIG. one.

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, далее 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, with a hydrostatic pressure of 25 ÷ 30 MPa, then in the specified mode, well drilling is continued.

Изобретение повышает ресурс и надежность циркуляционного клапана в составе бурильной колонны без выполнения спуско-подъемных операций, при использовании буровых растворов, включающих кольматационные материалы, за счет установки между золотниковой втулкой и гильзой кольцевого поршня, размещения верхнего по потоку уплотнения в кольцевой камере между поршнем и золотниковой втулкой ниже по потоку от расходных отверстий циркуляционных портов в положении перекрытия расходных отверстий циркуляционных портов увеличенной длиной золотниковой втулки.The invention increases the resource and reliability of the circulation valve in the drill string without tripping, when using drilling fluids, including mud materials, by installing between the spool sleeve and the sleeve of the annular piston, placing the upstream seal in the annular chamber between the piston and the spool sleeve downstream of the flow openings of the circulation ports in the position of overlapping the flow openings of the circulation ports with an increased length howling sleeve.

Claims

A drill string circulation valve comprising a tubular body, a spool sleeve located inside the body and having a seat made in the central channel of the spool sleeve, a guide ring installed in the inlet of the body, a spring pressing the spool sleeve to the guide ring through the internal cavities of the body and seat the spool sleeve is a pumped fluid supply, as well as containing two circulating ports fixed to the housing with flow openings, circulation ports they are covered with a spool sleeve in an inactive mode, in which pumping fluid is supplied through the drill string, and are open and provide communication with the interior of the drill string when the circulation valve is in active mode, as well as containing a resettable activation ball configured to deform and pass through the seat of the spool sleeve when the fluid moves along the drill string, and also containing two locking balls, discharged one after another, interacting with the circulator ion ports to block the flow of fluid through the circulation ports, as well as containing a sleeve located inside the tubular body, the spool sleeve is placed with the possibility of longitudinal movement inside the sleeve and is equipped with upstream and downstream seals in contact with the inner surface of the sleeve, while in inactive mode in which the circulation ports are closed by a spool sleeve and pumped fluid is supplied through the drill string, the circulation ports are located lower in flow from the saddle, and the spool sleeve seals are located on different 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, this sleeve is made with through side holes, each circulation port is made with an edge protruding inward from the inner surface of the housing, and the sleeve is fixed by each squaw a significant lateral hole relative to the edge directed inside the circulation port, as well as containing a threaded adapter attached to the housing with a device located inside it for catching balls passing with a fluid flow through the seat of the spool sleeve, characterized in that it contains an annular piston located coaxially between the spool a sleeve and a sleeve having ends upstream and downstream, upstream and downstream openings, and between them an internal thread, upstream end face of the piston filled with an annular cavity adjacent to the upstream hole, the downstream part of the piston is made with an annular groove on the outer surface with the possibility of placing a downstream seal in contact with the inner surface of the sleeve, an external thread is made in the middle part of the spool sleeve, upstream the first and second cylindrical belts are made from the thread with the formation of an annular protrusion between them, directed towards the piston, and the piston and spool sleeve are fastened together by a thread with a possible contact of the annular protrusion of the spool sleeve located between the first and second cylindrical belts with the annular depression on the upstream end of the piston, the upstream end of the piston, the annular depression on the end of the piston, the second cylindrical belt of the spool sleeve located upstream of of the first cylindrical belt, the end face of the spool sleeve and the annular groove at the end of the spool sleeve directed towards the piston form an annular chamber with the possibility of placing an upstream seal in contact with the inner surface of the sleeve, while the upstream seal in contact with the inner surface of the sleeve is made in the form of a cuff of elastomer in the form of a T-shaped cross-section, in which the T-flange of the cuff is mounted on the second cylindrical belt of the spool sleeve located upstream from the first cylindrical belt, the downstream edge of the cuff is placed in the annular cavity at the end of the piston, the upstream edge of the cuff is placed in the annular groove at the end of the spool ki, while the spool sleeve is made with an increased length of its inlet cylindrical part located between its end facing the piston and the upstream end, the minimum length of said inlet cylindrical part of the spool sleeve is equal to the distance between the upstream and downstream seals in contact with the inner surface of the sleeve, and upon reaching contact with the seat of the spool sleeve of a resettable activation ball configured to deform and pass through the seat of the spools of the first sleeve when the fluid moves along the drill string, the spool sleeve and piston are capable of longitudinal movement inside the sleeve together with the activation ball, compressing the spring so that in the position of the flow port openings of the circulation ports overlap with the inlet cylindrical part of the spool sleeve, the upstream seal placed in said annular chamber between the spool sleeve and the annular piston, it is located downstream of the flow openings of the circulation ports.