RU2810254C1 - Circulating well sub - Google Patents
Circulating well sub Download PDFInfo
- Publication number
- RU2810254C1 RU2810254C1 RU2023104612A RU2023104612A RU2810254C1 RU 2810254 C1 RU2810254 C1 RU 2810254C1 RU 2023104612 A RU2023104612 A RU 2023104612A RU 2023104612 A RU2023104612 A RU 2023104612A RU 2810254 C1 RU2810254 C1 RU 2810254C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coupling
- housing
- sliding
- annular projection
- radial holes
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 90
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 90
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 90
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 51
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 20
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к бурильным инструментам для использования в скважине. Более конкретно, изобретение относится к скважинным инструментам для увеличения потока бурового раствора в затрубном пространстве скважины, как во время промывки скважины, так и непосредственно в процессе бурения.The present invention relates to drilling tools for use in a well. More specifically, the invention relates to downhole tools for increasing the flow of drilling fluid in the annulus of a well, both during well flushing and directly during the drilling process.
Известно устройство для очистки забоя и промывки ствола скважины, содержащее корпус, кожух, установленный с возможностью осевого перемещения относительно корпуса, наконечник, прикрепленный к нижней части кожуха, возвратную пружину, установленную между корпусом и кожухом, гидромониторную насадку. Наконечник содержит боковые каналы, а корпус выполнен с возможностью перекрытия боковых каналов наконечника при осевом перемещении кожуха относительно корпуса. Гидромониторная насадка установлена в осевом отверстии наконечника. Нижняя часть наконечника снабжена торцевыми зубьями. Кожух связан с корпусом при помощи штифтов, установленных в отверстиях кожуха, причем нижние части штифтов установлены в винтовых пазах, выполненных на наружной поверхности нижней части корпуса (патент RU 2 780 984 С1, МПК Е21В 37/00, опубликовано 04.10.2022. Бюл. №28).A device for cleaning the bottom and flushing a wellbore is known, containing a housing, a casing installed with the possibility of axial movement relative to the housing, a tip attached to the lower part of the casing, a return spring installed between the housing and the casing, and a jet nozzle. The tip contains side channels, and the body is configured to overlap the side channels of the tip during axial movement of the casing relative to the body. The hydraulic monitor nozzle is installed in the axial hole of the tip. The lower part of the tip is equipped with end teeth. The casing is connected to the housing using pins installed in the holes of the casing, and the lower parts of the pins are installed in screw grooves made on the outer surface of the lower part of the housing (patent RU 2 780 984 C1, IPC E21B 37/00, published 10/04/2022. Bull. No. 28).
Недостатком данного устройства является его очень низкая эффективность при использовании в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, на стволе которых накапливаются предельные концентрации бурового шлама и для их промывки и удаления со ствола скважины необходимы устройства с боковой промывкой, когда часть потока бурового раствора, поступающего по бурильной колонне может быть направлена на стенку скважины. В данном же устройстве весь поток бурового раствора направляется на дно скважины в осевом направлении и оно не может быть использовано для удаления бурового шлама, накапливающегося на стенках скважины наклонно-направленных и горизонтальных скважин.The disadvantage of this device is its very low efficiency when used in directional and horizontal wells, on the trunk of which maximum concentrations of drill cuttings accumulate and for their flushing and removal from the wellbore, devices with lateral flushing are required, when part of the drilling fluid flow entering through the drilling the column can be directed towards the well wall. In this device, the entire flow of drilling fluid is directed to the bottom of the well in the axial direction and it cannot be used to remove drill cuttings that accumulate on the walls of the well in directional and horizontal wells.
Из известных изобретений ближайшим к представленному в данном описании изобретению является циркуляционный переводник, описанный в патенте RU 2 755 981 С2, который содержит корпус с расположенными в нем золотниковой втулкой (в предлагаемом изобретении - скользящей муфтой) с седлом, направляющим кольцом во входной части, пружину (в предлагаемом изобретении - смещающий элемент), прижимающую золотниковую втулку (скользящую муфту) к направляющему кольцу. В корпусе имеются два циркуляционных порта с расходными отверстиями, гильза (в предлагаемом изобретении - муфта) с боковыми отверстиями и расположенной в ней золотниковой втулкой (скользящей муфтой), гильза (муфта) имеет в выходной части бурт. С корпусом скреплен резьбовой корпус устройства для улавливания шаров, в котором расположена фильтрующая труба со щелями в ее стенке и соединенными с ней входной втулкой и выходным фланцем. Направляющее кольцо выполнено с резьбой на наружной поверхности, упорный бурт образован фланцем, закрепленным на торце гильзы (муфты), фланец имеет выступы, входящие в пазы хвостовика скользящей муфты (золотниковой втулки). Фильтрующая труба соединена сваркой с входной втулкой и выходным фланцем в один съемный узел переводника, подвешенный на внутренней конусной поверхности корпуса устройства для улавливания шаров в его верхней части. В нижней части узел центрирован - он свободно расположен внутри выходной втулки. Направляющее кольцо расположено над седлом, разъемно установленном в гнезде золотниковой втулки (скользящей муфты) и опирающемся на уступ гнезда, в золотниковой втулке (скользящей муфте) выполнена пара радиальных отверстий.Of the known inventions, the closest to the invention presented in this description is the circulation sub described in patent RU 2 755 981 C2, which contains a housing with a spool sleeve located in it (in the present invention - a sliding clutch) with a seat, a guide ring in the inlet part, and a spring (in the present invention - a biasing element), pressing the spool sleeve (sliding clutch) to the guide ring. The housing has two circulation ports with flow holes, a sleeve (in the proposed invention - a coupling) with side holes and a spool sleeve (sliding clutch) located in it, the sleeve (clutch) has a collar in the outlet part. The threaded body of the ball catching device is attached to the body, in which there is a filter pipe with slots in its wall and an inlet sleeve and an outlet flange connected to it. The guide ring is threaded on the outer surface, the thrust collar is formed by a flange attached to the end of the sleeve (coupling), the flange has projections that fit into the grooves of the shank of the sliding coupling (spool sleeve). The filter pipe is connected by welding to the inlet sleeve and the outlet flange into one removable sub assembly, suspended on the inner conical surface of the body of the device for catching balls in its upper part. The assembly is centered at the bottom - it is freely located inside the output sleeve. The guide ring is located above the seat, detachably installed in the spool sleeve (sliding clutch) socket and resting on the seat ledge; a pair of radial holes are made in the spool sleeve (sliding clutch).
Недостатком прототипа является его функциональная ограниченность: данный циркуляционный переводник предназначен для проведения только промывки скважины и не может быть использован непосредственно при бурении скважины. Другим существенным недостатком прототипа является ограничение циклов его использования ввиду того, что устройство для улавливания шаров прототипа является ограниченным по объему. В связи с этим, при заполнении объема устройства для улавливания шаров необходимо всю бурильную колонну поднимать вверх, опустошить устройство для наполнения шаров и спускать бурильную колонну заново, что потребует как материальных, так и временных затрат. При этом, при выполнении лишних спуско-подъемных операций бурильной колонны повышается риск поглощения буровых растворов или водонефтегазопроявлений, связанных с эффектами поршневания или свабирования соответственно.The disadvantage of the prototype is its functional limitations: this circulation sub is intended for only flushing the well and cannot be used directly when drilling a well. Another significant drawback of the prototype is the limitation of the cycles of its use due to the fact that the device for catching the balls of the prototype is limited in volume. In this regard, when filling the volume of the ball catching device, it is necessary to lift the entire drill string upward, empty the ball filling device and lower the drill string again, which will require both material and time costs. At the same time, when performing unnecessary tripping operations of the drill string, the risk of absorption of drilling fluids or water, oil and gas shows associated with the effects of piston or swabbing, respectively, increases.
Техническая задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, заключается в увеличении циклов активации и деактивации циркуляционного переводника, в увеличении потока бурового раствора в затрубном пространстве для улучшении очистки ствола скважины непосредственно в процессе бурения скважины при одновременном условии неснижения гидравлической мощности бурового долота, в понижении эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, в появлении дополнительной функции по проработке интервалов скважин с повышенным локальным искривлением.The technical problem to be solved by the claimed invention is to increase the cycles of activation and deactivation of the circulation sub, to increase the flow of drilling fluid in the annulus to improve the cleaning of the wellbore directly in the process of drilling the well, while simultaneously ensuring that the hydraulic power of the drill bit is not reduced, and to reduce the equivalent circulation density of the drilling fluid in the annular space of the well, in the emergence of an additional function for developing well intervals with increased local curvature.
Техническим результатом изобретения является упрощение функции активации и дезактивации переводника с целью неограниченного количества выполнения данных операций и обеспечение функции промывки скважины циркуляционным переводником как в виде отдельной операции, так и непосредственно в процессе бурения скважины.The technical result of the invention is to simplify the function of activating and deactivating the sub in order to perform an unlimited number of these operations and provide the function of flushing the well with a circulation sub, both as a separate operation and directly during the process of drilling a well.
Технический результат достигается циркуляционным скважинным переводником, содержащим корпус с расположенными по окружности радиальными отверстиями, расположенную в корпусе муфту трубчатой формы с радиальными отверстиями, выполненную с возможностью перемещения в муфте скользящую муфту трубчатой формы с радиальными отверстиями и с седлом, смещающий элемент, выполненный с возможностью взаимодействия со скользящей муфтой, при этом согласно изобретению внутренняя поверхность корпуса имеет резьбовую муфту и включает верхний кольцевой выступ, обращенный к нижнему концу корпуса и первый нижний кольцевой выступ, обращенный к верхнему концу корпуса и расположенный на расстоянии в осевом направлении от верхнего кольцевого выступа, второй нижний кольцевой выступ, обращенный к верхнему концу корпуса и расположенный в осевом направлении между первым нижним кольцевым выступом и нижним концом корпуса, радиальные отверстия корпуса, расположенные по окружности, размещены между верхним кольцевым и первым нижним кольцевым выступами корпуса наклонно между внутренней и наружной поверхностями корпуса и включают разъемно соединенные гидромониторные насадки, установленные с возможностью замены, муфта включает верхний и нижний конец и проходное отверстие между ними, резьбовую муфту на наружной поверхности для соединения с резьбовой муфтой на внутренней поверхности корпуса, внешняя поверхность муфты имеет кольцевую канавку, расположенную вблизи ее верхнего конца, радиальные отверстия муфты расположены на нижнем конце кольцевой канавки под углом вверх, муфта включает пару разнесенных в осевом направлении кольцевых уплотнений и защелкивающие механизмы, расположенные на наружной поверхности муфты, внутренняя поверхность муфты на верхнем конце выполнена с возможностью направления потока жидкости в проходное отверстие и включает кольцевой верхний выступ, расположенный на верхнем конце муфты и обращенный к нижнему концу муфты, внутренняя поверхность муфты включает множество разнесенных по окружности шпонок, проходящих в осевом направлении от нижнего конца муфты, скользящая муфта содержит верхний и нижний концы и проходное отверстие между ними, седло выполнено в виде верхнего седла с кольцевым уплотнением верхнего седла, расположенным на верхнем конце скользящей муфты, нижнего седла, включающего кольцевое уплотнение нижнего седла, расположенное на нижнем конце скользящей муфты, расположенные по окружности верхние радиальные отверстия расположены ближе к верхнему концу скользящей муфты, но ниже верхнего седла, наклонно между внутренней и наружной поверхностями скользящей муфты, скользящая муфта включает верхний кольцевой выступ, множество расположенных по окружности осевых выступов, промежуточный кольцевой выступ и нижний кольцевой выступ, смещающий элемент расположен вокруг наружной поверхности скользящей муфты и простирается в осевом направлении между первым нижним кольцевым выступом корпуса и нижним кольцевым выступом скользящей муфты, внешняя поверхность скользящей муфты включает верхнее кольцевое уплотнение, расположенное в осевом направлении между верхним концом скользящей муфты и верхними радиальными отверстиями, первое промежуточное кольцевое уплотнение, расположенное рядом с верхними радиальными отверстиями, второе промежуточное кольцевое уплотнение, расположенное ниже первого промежуточного кольцевого уплотнения, и нижнее кольцевое уплотнение, расположенное на наружной поверхности скользящей муфты между ее первым кольцевым и осевыми выступами, на наружной поверхности нижнего конца скользящей муфты выполнены пазы, расположенные по окружности нижние радиальные отверстия скользящей муфты выполнены между ее внутренней и наружной поверхностями и находятся непосредственно над верхним кольцевым выступом скользящей муфты.The technical result is achieved by a circulation well sub containing a housing with radial holes located around the circumference, a tubular-shaped coupling with radial holes located in the housing, a sliding tubular-shaped coupling with radial holes and a saddle configured to move in the coupling, a displacing element configured to interact with a sliding sleeve, wherein according to the invention, the inner surface of the housing has a threaded sleeve and includes an upper annular projection facing the lower end of the housing and a first lower annular projection facing the upper end of the housing and located at a distance in the axial direction from the upper annular projection, a second lower an annular projection facing the upper end of the housing and located in the axial direction between the first lower annular projection and the lower end of the housing, radial holes of the housing located around the circumference, located between the upper annular and first lower annular projections of the housing obliquely between the inner and outer surfaces of the housing and include detachably connected hydraulic monitor nozzles installed with the possibility of replacement, the coupling includes an upper and lower end and a passage hole between them, a threaded coupling on the outer surface for connection with a threaded coupling on the inner surface of the body, the outer surface of the coupling has an annular groove located near its upper end, the radial holes of the coupling are located at the lower end of the annular groove at an upward angle, the coupling includes a pair of axially spaced ring seals and snap mechanisms located on the outer surface of the coupling, the inner surface of the coupling at the upper end is configured to direct fluid flow into the passage hole and includes an annular an upper projection located at the upper end of the coupling and facing the lower end of the coupling, the inner surface of the coupling includes a plurality of keys spaced apart around the circumference extending in the axial direction from the lower end of the coupling, the sliding coupling includes upper and lower ends and a passage hole between them, the seat is made in in the form of an upper seat with an upper seat o-ring located at the upper end of the sliding coupling, a lower seat including a lower seat o-ring located at the lower end of the sliding coupling, circumferentially located upper radial holes located closer to the upper end of the sliding coupling, but below the upper seat , obliquely between the inner and outer surfaces of the sliding sleeve, the sliding sleeve includes an upper annular projection, a plurality of circumferential axial projections, an intermediate annular projection and a lower annular projection, the bias element is located around the outer surface of the sliding sleeve and extends axially between the first lower annular projection body and the lower annular lip of the sliding sleeve, the outer surface of the sliding sleeve includes an upper seal ring located axially between the upper end of the sliding sleeve and the upper radial holes, a first intermediate seal ring located adjacent to the upper radial holes, a second intermediate seal ring located below the first intermediate annular seal, and the lower annular seal located on the outer surface of the sliding coupling between its first annular and axial protrusions, on the outer surface of the lower end of the sliding coupling there are grooves located around the circumference, the lower radial holes of the sliding coupling are made between its inner and outer surfaces and are located directly above the upper annular projection of the sliding coupling.
На фиг. 1 изображен схематический вид варианта буровой системы с установленным циркуляционным переводников на компоновке низа бурильной колонны; на фиг. 2 изображен вид сбоку в поперечном сечении варианта циркуляционного переводника в первом закрытом положении; на фиг. 3 изображен вид сбоку в поперечном сечении варианта муфты; на фиг. 4 изображен вид в поперечном сечении по линии 4-4 фиг. 3 муфты; на фиг. 5 изображен вид в перспективе одного из вариантов скользящей муфты; на фиг. 6 изображен вид сбоку в поперечном сечении скользящей муфты, показанной на фиг. 5; на фиг. 7 изображен увеличенный вид сбоку в поперечном сечении верхней насадки скользящей муфты, показанной на фиг. 2; на фиг. 8 изображен увеличенный вид сбоку в поперечном сечении варианта нижней насадки скользящей муфты, показанной на фиг. 2; на фиг. 9 изображен вид сбоку в поперечном сечении циркуляционного переводника во втором открытом положении.In fig. 1 shows a schematic view of a variant of the drilling system with a circulation sub installed on the bottom hole assembly; in fig. 2 is a side cross-sectional view of an embodiment of the circulation sub in the first closed position; in fig. 3 is a cross-sectional side view of a variant of the coupling; in fig. 4 is a cross-sectional view taken along line 4-4 of FIG. 3 couplings; in fig. 5 is a perspective view of one embodiment of a sliding sleeve; in fig. 6 is a side cross-sectional view of the sliding sleeve shown in FIG. 5; in fig. 7 is an enlarged side cross-sectional view of the upper attachment of the sliding sleeve shown in FIG. 2; in fig. 8 is an enlarged cross-sectional side view of an embodiment of the sliding sleeve lower attachment shown in FIG. 2; in fig. 9 is a side cross-sectional view of the circulation sub in the second open position.
Буровая система 1 включает в себя буровую установку 2, бурильную колонну 3, нижний конец которой соединен с компоновкой 4 низа бурильной колонны (КНБК). Бурильная колонна проходит через ствол 5 скважины и возможно до его нижней части 5b, пробуренный в пласте 6. Ствол скважины включает обсадную колонну 7 и его башмак 7b. В частности, КНБК 4 включает буровое долото 8. Буровая жидкость или буровой раствор закачивается вниз по бурильной колонне 3 и через забойный двигатель 20 КНБК, в конечном итоге выходя из долота 8 через сопла, расположенные в торце долота. Буровой раствор охлаждает долото 8 и смывает шлам с поверхности долота 8. Буровой раствор и шлам выходят из нижней части 5b ствола 5 скважины на поверхность 6s ствола 5 скважины на поверхность 6s через затрубное пространство 9, образованное между бурильной колонной 3 и боковой стенкой 5s ствола скважины. Бурильная колонна 3 включает циркуляционный переводник 10, расположенный в части ствола 5 скважины.The drilling system 1 includes a drilling rig 2, a drill string 3, the lower end of which is connected to a bottom hole assembly (BHA) 4. The drill string extends through the wellbore 5 and possibly to its lower portion 5b, drilled into the formation 6. The wellbore includes a casing 7 and its shoe 7b. Specifically, the BHA 4 includes a drill bit 8. Drilling fluid or mud is pumped down the drill string 3 and through the BHA motor 20, ultimately exiting the bit 8 through nozzles located at the end of the bit. The drilling fluid cools the bit 8 and washes away cuttings from the surface of the bit 8. The drilling fluid and cuttings exit the bottom 5b of the wellbore 5 to the surface 6s of the wellbore 5 to the surface 6s through the annulus 9 formed between the drill string 3 and the side wall 5s of the wellbore . The drill string 3 includes a circulation sub 10 located in part of the wellbore 5.
На фиг. 2 изображен вариант циркуляционного переводника 10 в неактивированном или закрытом положении в кольцевом затрубном пространстве 11. Циркуляционный переводник 10 включает наружный корпус 12. Внутри наружного корпуса 12 находится муфта 13. Корпус 12 циркуляционного переводника 10 имеет трубчатую форму и включает верхний конец с муфтовой резьбой 14 и нижний конец с наружной резьбой 15.In fig. 2 shows a variant of the circulation sub 10 in an unactivated or closed position in the annular annulus 11. The circulation sub 10 includes an outer housing 12. Inside the outer housing 12 there is a coupling 13. The housing 12 of the circulation sub 10 is tubular in shape and includes an upper end with a coupling thread 14 and lower end with external thread 15.
Внутренняя поверхность 16 корпуса 12 включает верхний кольцевой выступ 17, обращенный к нижнему концу 15 корпуса 12, и первый нижний кольцевой выступ 18, обращенный к верхнему концу 14 корпуса 12 и расположенный на расстоянии в осевом направлении от верхнего кольцевого выступа 17. Внутренняя поверхность 16 корпуса 12 также включает второй нижний кольцевой выступ 19, обращенный к верхнему концу 14 корпуса 12 и расположенный в осевом направлении между первым нижним кольцевым выступом 18 и нижним концом 15 корпуса 12. Кроме того, в корпусе 12 по окружности расположены радиальные отверстия 20, размещенные между верхним кольцевым выступом 17 и первым нижним кольцевым выступом 18, наклонно между внутренней поверхностью 16 корпуса 12 и наружной поверхностью 21 корпуса 12. В частности, отверстия 20 корпуса 12 расположены под углом к скважине, таким образом, что между каждым отверстием 20 и кольцевым затрубным пространством 11 образуется острый угол. Каждое отверстие 20 включает в себя гидромониторную насадку 22, сконфигурированную для ограничения потока или перепада давления на протекающую через него жидкость. Гидромониторные насадки 22 разъемно соединены с корпусом 12 и, таким образом, могут быть удалены и заменены в корпусе 12 и циркуляционном переводнике 10.The inner surface 16 of the housing 12 includes an upper annular projection 17 facing the lower end 15 of the housing 12 and a first lower annular projection 18 facing the upper end 14 of the housing 12 and spaced axially from the upper annular projection 17. Inner surface 16 of the housing 12 also includes a second lower annular projection 19 facing the upper end 14 of the housing 12 and located axially between the first lower annular projection 18 and the lower end 15 of the housing 12. In addition, radial holes 20 are located in the housing 12 around the circumference, located between the upper annular projection 17 and the first lower annular projection 18, obliquely between the inner surface 16 of the housing 12 and the outer surface 21 of the housing 12. In particular, the holes 20 of the housing 12 are located at an angle to the well, such that between each hole 20 and the annular annulus 11 an acute angle is formed. Each opening 20 includes a jet nozzle 22 configured to limit the flow or pressure drop across fluid flowing therethrough. The jet nozzles 22 are detachably connected to the housing 12 and, thus, can be removed and replaced in the housing 12 and the circulation sub 10.
Муфта 13 циркуляционного переводника 10 имеет трубчатую форму и включает верхний конец 23, нижний конец 24 и проходное отверстие 25 между ними. При таком расположении проходное отверстие 25 муфты 13 определяется в целом цилиндрической внутренней поверхностью 26. Муфта 13 также включает резьбовую муфту на наружной поверхности 27 для соединения с соответствующей резьбовой муфтой, расположенной на внутренней поверхности 16 корпуса 12, образуя между ними резьбовое соединение 28 (фиг. 2) для осевой и вращательной фиксации муфты 13 на корпусе 12 циркуляционного переводника 10. Внешняя поверхность 27 муфты 13 включает кольцевую канавку 29, проходящую в ней и расположенную вблизи верхнего конца 24. На нижнем конце кольцевой канавки муфты расположены радиальные отверстия 30, простирающиеся между внутренней 26 и внешней 27 поверхностями муфты под углом вверх. Кроме того, муфта 13 включает пару разнесенных в осевом направлении кольцевых уплотнений 31 и защелкивающие механизмы 32, расположенные в соответствующих кольцевых канавках, проходящих по наружной поверхности 27 муфты 13. Внутренняя поверхность 26 муфты 13 на верхнем конце 23 муфты 13 выполнена с возможностью направления потока жидкости в проходное отверстие 25. Кроме того, внутренняя поверхность 26 муфты 13 включает кольцевой верхний выступ 34, расположенный на верхнем конце 23 муфты 13 и обращенный к нижнему концу 24 муфты 13. Верхний выступ 34 муфты 13 сконфигурирован для ограничения или разграничения относительного осевого перемещения между муфтой 13 и скользящей муфтой 35 (фиг. 2).The coupling 13 of the circulation sub 10 is tubular in shape and includes an upper end 23, a lower end 24, and a passage opening 25 therebetween. In this arrangement, the passage opening 25 of the coupling 13 is defined by a generally cylindrical inner surface 26. The coupling 13 also includes a threaded coupling on the outer surface 27 for connection with a corresponding threaded coupling located on the inner surface 16 of the housing 12, forming a threaded connection 28 between them (Fig. 2) for axial and rotational fixation of the coupling 13 on the body 12 of the circulation sub 10. The outer surface 27 of the coupling 13 includes an annular groove 29 passing through it and located near the upper end 24. At the lower end of the annular groove of the coupling there are radial holes 30 extending between the inner 26 and outer 27 surfaces of the coupling at an upward angle. In addition, the coupling 13 includes a pair of axially spaced o-rings 31 and latching mechanisms 32 located in corresponding annular grooves extending along the outer surface 27 of the coupling 13. The inner surface 26 of the coupling 13 at the upper end 23 of the coupling 13 is configured to direct the flow of fluid into the passage opening 25. In addition, the inner surface 26 of the coupling 13 includes an annular upper lip 34 located on the upper end 23 of the coupling 13 and facing the lower end 24 of the coupling 13. The upper lip 34 of the coupling 13 is configured to limit or delimit relative axial movement between the coupling 13 and a sliding clutch 35 (Fig. 2).
Когда циркуляционный переводник 10 находится в закрытом положении (фиг. 2), верхний выступ 34 муфты 13 расположен непосредственно рядом или физически зацепляет верхний конец скользящей муфты 35.When the circulation sub 10 is in the closed position (Fig. 2), the upper lip 34 of the coupling 13 is located directly adjacent to or physically engages the upper end of the sliding coupling 35.
Внутренняя поверхность 26 муфты 13 включает в себя множество разнесенных по окружности шпонок 36, которые проходят в осевом направлении от нижнего конца 24 муфты 13. Шпонки 36 сконфигурированы для физического зацепления соответствующего набора шпонок скользящей муфты 35 для ограничения относительного вращения между муфтой 13 и скользящей муфтой 35.The inner surface 26 of the coupling 13 includes a plurality of circumferentially spaced keys 36 that extend axially from the lower end 24 of the coupling 13. The keys 36 are configured to physically engage a corresponding set of keys of the sliding coupling 35 to limit relative rotation between the coupling 13 and the sliding coupling 35 .
Скользящая муфта 35 циркуляционного переводника 10 имеет трубчатую форму и содержит верхний конец 36, нижний конец 37 и проходное отверстие 38 между ними. В этой компоновке проходное отверстие 38 скользящей муфты 35 определяется в целом цилиндрической внутренней поверхностью 39. Внутренняя поверхность 39 скользящей муфты 35 включает верхнее седло 40, расположенное на верхнем конце 36 39 скользящей муфты 35.The sliding sleeve 35 of the circulation sub 10 is tubular in shape and includes an upper end 36, a lower end 37, and a passage opening 38 therebetween. In this arrangement, the bore 38 of the sliding sleeve 35 is defined by a generally cylindrical inner surface 39. The inner surface 39 of the sliding sleeve 35 includes an upper seat 40 located at the upper end 36 39 of the sliding sleeve 35.
Верхнее седло 40 внутренней поверхности 39 включает кольцевое уплотнение 41, простирающееся внутрь, где верхняя насадка 42 (фиг. 2) в осевом направлении зафиксирована на скользящей муфте 35 через кольцевой фиксатор, расположенный в верхнем седле 40. Верхняя насадка 42 сконфигурирована для создания ограничения потока или перепада давления на проходящей через нее жидкости и включает в себя в целом полусферическую верхнюю поверхность 42а, нижнюю кольцевую поверхность 42b и отверстие 42с (каждое показано на фиг. 7), проходящее через нее, где отверстие 42с расположено концентрично продольной оси.The upper seat 40 of the inner surface 39 includes an annular seal 41 extending inwardly, where the upper nozzle 42 (FIG. 2) is axially secured to the sliding sleeve 35 through an annular retainer located in the upper seat 40. The upper nozzle 42 is configured to create a flow restriction or pressure drop across the fluid passing therethrough and includes a generally hemispherical upper surface 42a, a lower annular surface 42b, and an opening 42c (each shown in FIG. 7) extending therethrough, wherein the opening 42c is located concentrically with the longitudinal axis.
Внутренняя поверхность 39 скользящей муфты 35 также включает нижнее седло 43. Нижнее седло 43 включает кольцевое уплотнение 44, простирающееся внутрь и принимающее нижнюю насадку 45 или ограничение потока внутри, где нижняя насадка 45 (фиг.9) зафиксирована в осевом направлении на скользящей муфте 35 через кольцевой фиксатор нижнего седла 43. Нижняя насадка 45 сконфигурирована для создания ограничения потока или перепада давления на жидкости, проходящей через нее, и включает в целом полусферическую верхнюю поверхность 45а, нижнюю кольцевую поверхность 45b и отверстие 45с (каждое показано на фиг. 8), проходящее сквозь нее, которое расположено концентрично продольной оси.The inner surface 39 of the sliding sleeve 35 also includes a lower seat 43. The lower seat 43 includes an O-ring 44 extending inwardly and receiving a lower nozzle 45 or flow restriction internally, where the lower nozzle 45 (FIG. 9) is axially fixed to the sliding sleeve 35 through a lower seat annular retainer 43. The lower nozzle 45 is configured to create a flow restriction or pressure drop across a fluid passing therethrough and includes a generally hemispherical top surface 45a, a bottom annular surface 45b, and an orifice 45c (each shown in FIG. 8) extending through it, which is located concentrically with the longitudinal axis.
Скользящая муфта 35 циркуляционного переводника 10 также включает в себя расположенные по окружности верхние радиальные отверстия 46, расположенные ближе к верхнему концу 36 скользящей муфты 35, но в осевом направлении ниже верхнего седла 40, наклонно между внутренней поверхностью 39 и наружной поверхностью 47 скользящей муфты 35. Верхние радиальные отверстия 46 сконфигурированы для обеспечения движения жидкости между проходным отверстием 38 скользящей муфты 35 и отверстиями 30 муфты 13, когда циркуляционный переводник 10 находится в открытом положении (показанном на фиг. 9).The sliding sleeve 35 of the circulation sub 10 also includes circumferentially arranged upper radial holes 46 located near the upper end 36 of the sliding sleeve 35, but axially below the upper seat 40, obliquely between the inner surface 39 and the outer surface 47 of the sliding sleeve 35. The upper radial openings 46 are configured to allow fluid to flow between the passage opening 38 of the sliding sleeve 35 and the openings 30 of the sleeve 13 when the circulation sub 10 is in the open position (shown in FIG. 9).
Кроме того, внешняя поверхность 47 скользящей муфты 35 включает в себя множество кольцевых уплотнений, расположенных в осевом направлении: верхнее кольцевое уплотнение 48, расположенное в осевом направлении между верхним концом 36 скользящей муфты 35 и верхними радиальными отверстиями 46, и первое промежуточное кольцевое уплотнение 49, расположенное рядом с верхними радиальными отверстиями 46, второе промежуточное кольцевое уплотнение 50, расположенное ниже первого промежуточного кольцевого уплотнения, и нижнее кольцевое уплотнение 51, расположенное на наружной поверхности скользящей муфты между ее первым и осевыми выступами.In addition, the outer surface 47 of the sliding sleeve 35 includes a plurality of o-rings located in the axial direction: an upper o-ring 48 located in the axial direction between the upper end 36 of the sliding sleeve 35 and the upper radial holes 46, and a first intermediate o-ring 49, located adjacent the upper radial holes 46, a second intermediate seal ring 50 located below the first intermediate seal ring, and a lower seal ring 51 located on the outer surface of the sliding sleeve between its first and axial projections.
Кроме того, наружная поверхность 47 скользящей муфты 35 включает верхний кольцевой выступ 52, простирающийся радиально наружу от нее, где верхний кольцевой выступ 52 расположен в осевом направлении между уплотнениями 51 и 50.In addition, the outer surface 47 of the sliding sleeve 35 includes an upper annular projection 52 extending radially outward therefrom, where the upper annular projection 52 is located axially between the seals 51 and 50.
Наружная поверхность 47 скользящей муфты 35 дополнительно включает в себя множество расположенных по окружности выступов 53, промежуточный кольцевой выступ 54 и нижний кольцевой выступ 55. Смещающий элемент, выполненный в виде пружины 56 (фиг. 2) расположен вокруг скользящей муфты 35 и простирается в осевом направлении между первым нижним кольцевым выступом 18 корпуса 12 и нижним кольцевым выступом 55 скользящей муфты 35. Пазы 57 скользящей муфты простираются в осевом направлении от нижнего конца 37 скользящей муфты 35 и сконфигурированы для облегчения движения жидкости между частью проходного отверстия корпуса 12, определяемой сегментом 19 уменьшенного диаметра, и нижним кольцевым выступом 55 скользящей муфты 35.The outer surface 47 of the sliding sleeve 35 further includes a plurality of circumferential projections 53, an intermediate annular projection 54, and a lower annular projection 55. A bias element in the form of a spring 56 (FIG. 2) is located around the sliding sleeve 35 and extends in the axial direction. between the first lower annular projection 18 of the housing 12 and the lower annular projection 55 of the sliding sleeve 35. The sliding sleeve grooves 57 extend axially from the lower end 37 of the sliding sleeve 35 and are configured to facilitate fluid movement between the portion of the bore of the housing 12 defined by the reduced diameter segment 19 , and the lower annular projection 55 of the sliding coupling 35.
Скользящая муфта 35 также включает в себя множество расположенных по окружности нижних радиальных отверстий 58, выполненных между ее внутренней 39 и наружной 47 поверхностями и находящихся непосредственно над верхним кольцевым выступом 52 скользящей муфты 35.The sliding sleeve 35 also includes a plurality of circumferentially arranged lower radial holes 58 provided between its inner 39 and outer surfaces 47 and located immediately above the upper annular projection 52 of the sliding sleeve 35.
В статических условиях, когда поток жидкости незначительный, давление жидкости внутри циркуляционного переводника 10 в основном однородно. В таких условиях сила смещения, приложенная к скользящей муфте 35, с помощью смещающего элемента 56, выполненного в виде пружины приводит циркуляционный переводник 10 в закрытое положение, показанное на фиг. 2, в котором поток жидкости между проходным отверстием 38 скользящей муфты 35 и кольцевым затрубным пространством 11 ограничен. Однако увеличение потока жидкости создает силу давления на скользящую муфту 35 в направлении нижнего конца 15 корпуса 12, достаточную для перемещения циркуляционного переводника 10 в открытое положение, показанное на фиг.9, где нижний конец 37 скользящей муфты 35 зацепляет второй нижний кольцевой выступ 19 корпуса 12, и этим обеспечивается поток жидкости между проходным отверстием 38 скользящей муфты 35 и кольцевым затрубным пространством 11.Under static conditions, when there is little fluid flow, the fluid pressure inside the circulation sub 10 is generally uniform. Under such conditions, the bias force applied to the sliding sleeve 35, with the help of a spring bias member 56, drives the circulation sub 10 to the closed position shown in FIG. 2, in which the flow of fluid between the passage opening 38 of the sliding sleeve 35 and the annular annulus 11 is limited. However, the increase in fluid flow creates a force on the sliding sleeve 35 towards the lower end 15 of the housing 12 sufficient to move the circulation sub 10 to the open position shown in Fig. 9, where the lower end 37 of the sliding sleeve 35 engages the second lower annular projection 19 of the housing 12 , and this ensures the flow of fluid between the passage hole 38 of the sliding sleeve 35 and the annular annulus 11.
В динамических условиях первый рабочий расход жидкости, текущей по бурильной колонне до прохождения через отверстие 42с верхней насадки 42 (фиг. 7), находится под первым давлением жидкости Р1. Кроме того, жидкость, которая прошла через отверстие 42с верхней насадки 42, но еще не прошла через отверстие 45с (фиг. 8) нижней насадки 45а, находится под вторым давлением жидкости Р2, где второе давление жидкости Р2 меньше первого давления жидкости Р1. Другими словами, жидкость, протекающая по проточной части бурильной колонны при первом рабочем расходе жидкости, испытывает первый перепад давления, определяемый разницей в давлении жидкости между Р1 и Р2, когда жидкость проходит через отверстие 42с верхней насадки 42. Далее, жидкость, прошедшая через отверстие 42с верхней насадки 42 и отверстие 45с нижней насадки 45, по существу находится под третьим давлением жидкости Р3, где третье давление Р3 меньше, чем второе давление Р2 или первое давление Р1. Другими словами, жидкость, протекающая по проточной части бурильной колонны при первом рабочем расходе жидкости, испытывает второй перепад давления, определяемый разницей в давлении жидкости между Р2 и Р3, когда жидкость проходит через отверстие 45с нижней насадки 45.Under dynamic conditions, the first operating flow of fluid flowing down the drill string before passing through the opening 42c of the top nozzle 42 (FIG. 7) is under the first fluid pressure P1. In addition, the liquid that has passed through the hole 42c of the upper nozzle 42, but has not yet passed through the hole 45c (Fig. 8) of the lower nozzle 45a, is under a second fluid pressure P2, where the second fluid pressure P2 is less than the first fluid pressure P1. In other words, the fluid flowing through the flow path of the drill string at the first operating fluid flow experiences a first pressure drop determined by the difference in fluid pressure between P1 and P2 when the fluid passes through the hole 42c of the upper nozzle 42. Next, the fluid passing through the hole 42c the upper nozzle 42 and the opening 45c of the lower nozzle 45 are substantially under a third fluid pressure P3, where the third pressure P3 is less than the second pressure P2 or the first pressure P1. In other words, the fluid flowing through the flow path of the drill string at the first operating fluid flow rate experiences a second pressure difference determined by the difference in fluid pressure between P2 and P3 as the fluid passes through the hole 45c of the lower nozzle 45.
Разность давлений или перепад давления, определяемый разностью давлений Р1 и Р3 жидкости, протекающей по проточной части бурильной колонны при первом рабочем расходе, оказывает силу давления на скользящую муфту 35 в направлении вниз. В частности, часть жидкости, расположенная под первым давлением Р1, действует против верхнего конца 36 скользящей муфты 35 в направлении вниз. Жидкость, находящаяся под первым давлением Р1, также действует против скользящей муфты 35 в направлении вниз посредством воздействия на полусферическую поверхность 42а верхней насадки 42. Кроме того, часть текучей среды, расположенная под третьим давлением Р3, оказывает давление на скользящую муфту 35 в направлении вверх на нижнем конце 37 скользящей муфты 35 и нижнем кольцевом выступе 55 через пазы 57 во внешней поверхности 47 скользящей муфты 35.The pressure difference or pressure drop, determined by the difference in pressure P1 and P3 of the fluid flowing through the flow part of the drill string at the first operating flow, exerts a pressure force on the sliding sleeve 35 in the downward direction. In particular, the liquid portion located under the first pressure P1 acts against the upper end 36 of the sliding sleeve 35 in a downward direction. The fluid under the first pressure P1 also acts against the sliding sleeve 35 in a downward direction by acting on the hemispherical surface 42a of the upper nozzle 42. In addition, the portion of the fluid under the third pressure P3 exerts pressure on the sliding sleeve 35 in an upward direction by the lower end 37 of the sliding sleeve 35 and the lower annular projection 55 through grooves 57 in the outer surface 47 of the sliding sleeve 35.
Жидкость, находящаяся под третьим давлением Р3, оказывает давление вверх на скользящую муфту 35 на нижней поверхности 45b нижней насадки 45 (см. фиг. 8). Далее, часть текучей среды, находящаяся под вторым давлением Р2, оказывает давление на скользящую муфту 35 в направлении вниз на верхнем кольцевом выступе 52 через нижние радиальные отверстия 58.The liquid under the third pressure P3 exerts upward pressure on the sliding sleeve 35 on the lower surface 45b of the lower nozzle 45 (see FIG. 8). Next, the portion of the fluid under the second pressure P2 exerts pressure on the sliding sleeve 35 in a downward direction on the upper annular projection 52 through the lower radial holes 58.
Учитывая, что первое давление Р1 больше второго давления Р2 и третьего давления Р3, а второе давление Р2 больше третьего давления Р3, эффективная сила давления, приложенная к скользящей муфте 35 жидкостью, текущей по бурильной колонне, направлена вниз. Другими словами, первый перепад давления Р1-Р2, создаваемый верхней насадкой 42, и второй перепад давления Р2-Р3, создаваемый нижней насадкой 45, создают эффективную силу давления на скользящую муфту 35 в направлении вниз. Однако когда жидкость течет по бурильной колонне с первой рабочей скоростью потока, сила давления, действующая на скользящую муфту 35, меньше, чем сила смещения, приложенная к скользящей муфте 35 смещающим элементом 56, и поэтому циркуляционный переводник 10 удерживается в закрытом положении, показанном на фиг. 2.Considering that the first pressure P1 is greater than the second pressure P2 and the third pressure P3, and the second pressure P2 is greater than the third pressure P3, the effective pressure force applied to the sliding sleeve 35 by the fluid flowing along the drill string is directed downward. In other words, the first pressure difference P1-P2 generated by the upper nozzle 42 and the second pressure difference P2-P3 created by the lower nozzle 45 provide an effective downward pressure force on the sliding sleeve 35. However, when the fluid flows through the drill string at the first operating flow rate, the pressure force acting on the sliding sleeve 35 is less than the displacement force applied to the sliding sleeve 35 by the biasing member 56, and therefore the circulation sub 10 is held in the closed position shown in FIG. . 2.
На фиг. 9 показано, как циркуляционный переводник 10 переведен в открытое положение путем увеличения расхода жидкости, протекающей по бурильной колонне, с первого рабочего расхода до второго рабочего расхода, который больше первого рабочего расхода. По мере увеличения скорости потока жидкости вдоль бурильной колонны перепады давления Р1-Р2 (т.е. первый перепад давления) и Р2-Р3 (т.е. второй перепад давления) соответственно увеличиваются, тем самым увеличивая силу давления вниз, приложенную к скользящей муфте 35. Когда скорость потока жидкости, протекающей через циркуляционный переводник, увеличивается до скорости запуска или срабатывания, сила давления вниз, приложенная к скользящей муфте 35, становится больше, чем сила смещения, приложенная к скользящей муфте 35 в направлении вверх смещающим элементом 56, выполненным в виде пружины, в результате чего скользящая муфта 35 начинает перемещаться из верхнего закрытого положения, показанного на фиг. 2, в нижнее открытое положение, показанное на фиг. 9. По мере перемещения скользящей муфты 35 в нижнее положение, показанное на фиг. 9, верхние радиальные отверстия 46 скользящей муфты 35 совмещаются с отверстиями 30 муфты 13 и радиальными отверстиями 20 корпуса 12, создавая радиально расширяющийся путь потока жидкости 59 (фиг. 9), который проходит между проходным отверстием 38 скользящей муфты 30 и затрубным кольцевым пространством 11.In fig. 9 shows how the circulation sub 10 is moved to the open position by increasing the flow rate of fluid flowing through the drill string from a first operating flow rate to a second operating flow rate that is greater than the first operating flow rate. As the velocity of fluid flow along the drill string increases, the pressure drops P1-P2 (i.e. the first pressure drop) and P2-P3 (i.e. the second pressure drop) respectively increase, thereby increasing the downward pressure force applied to the sliding sleeve 35. When the flow rate of the fluid flowing through the circulation sub increases to the starting or operating speed, the downward pressure force applied to the sliding sleeve 35 becomes greater than the displacement force applied to the sliding sleeve 35 in the upward direction by the biasing member 56 configured in spring form, causing the sliding sleeve 35 to move from the upper closed position shown in FIG. 2 to the lower open position shown in FIG. 9. As the sliding sleeve 35 moves to the lower position shown in FIG. 9, the upper radial holes 46 of the sliding sleeve 35 are aligned with the holes 30 of the sleeve 13 and the radial holes 20 of the housing 12, creating a radially expanding fluid flow path 59 (FIG. 9) that passes between the bore 38 of the sliding sleeve 30 and the annular annulus 11.
Таким образом, затрубная часть жидкости, текущей по бурильной колонне, отводится в затрубное пространство 11 через радиально расширяющийся проточный канал 59, в то время как бурильная часть жидкости продолжает течь вниз через проходное отверстие корпуса 12 и выходит из циркуляционного переводника 10 через нижний конец 15 корпуса 12.Thus, the annular portion of the fluid flowing along the drill string is diverted into the annulus 11 through a radially expanding flow channel 59, while the drilling portion of the fluid continues to flow down through the bore of the housing 12 and exits the circulation sub 10 through the lower end 15 of the housing 12.
Уменьшение второго перепада давления Р2-Р3, вызванное открытием потока жидкости из внутренней полости скользящей муфты 35 в затрубное кольцевое пространство 11 через верхние отверстия 46 скользящей муфты 35, отверстия 30 муфты 13 и отверстия 20 корпуса 12 циркуляционного переводника 10, соответственно уменьшает направленную вниз эффективную силу давления, приложенную к скользящей муфте 35. Когда расход увеличивается до третьего рабочего расхода, скользящая муфта 35 полностью переводится в нижнее положение, в котором нижний конец 37 скользящей муфты зацепляется или располагается непосредственно рядом с нижним выступом 19 корпуса 12, переводя и фиксируя циркуляционный переводник 10 в открытом положении. Циркуляционный переводник 10 может быть переведен из открытого в закрытое положение путем уменьшения расхода жидкости, протекающей по проточной части бурильной колонны, со второго рабочего расхода до первого рабочего расхода, что уменьшает эффективную силу давления вниз, приложенную к скользящей муфте 35, до степени, достаточной для того, чтобы смещающий элемент 56, выполненный в виде пружины сместил скользящую муфту 35 вверх в верхнее положение. Кроме того, дополнительные силы давления, приложенные к скользящей муфте 35 верхним кольцевым выступом 52 (вниз при втором давлении Р2) и нижним кольцевым выступом 55 (вверх при третьем давлении Р3), способствуют ускорению перемещения скользящей муфты 35 между верхним и нижним положениями.The decrease in the second pressure drop P2-P3 caused by the opening of fluid flow from the internal cavity of the sliding sleeve 35 into the annular annulus 11 through the upper holes 46 of the sliding sleeve 35, the holes 30 of the sleeve 13 and the holes 20 of the body 12 of the circulation sub 10, accordingly reduces the downward effective force pressure applied to the sliding sleeve 35. When the flow rate increases to the third operating flow rate, the sliding sleeve 35 is completely moved to the lower position, in which the lower end 37 of the sliding sleeve engages or is positioned directly adjacent to the lower lip 19 of the body 12, moving and locking the circulation sub 10 in open position. The circulation sub 10 can be moved from the open to the closed position by reducing the flow rate of fluid flowing through the flow path of the drill string from the second operating flow rate to the first operating flow rate, which reduces the effective downward pressure force applied to the sliding sleeve 35 to an extent sufficient to so that the biasing element 56, made in the form of a spring, moves the sliding sleeve 35 upward to the upper position. In addition, additional pressure forces applied to the sliding sleeve 35 by the upper annular projection 52 (downward at the second pressure P2) and the lower annular projection 55 (upward at the third pressure P3) help to accelerate the movement of the sliding sleeve 35 between the upper and lower positions.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2810254C1 true RU2810254C1 (en) | 2023-12-25 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2449961B (en) * | 2007-06-08 | 2011-11-02 | Bj Services Co | Fluid actuated circulating sub |
| WO2017131859A1 (en) * | 2016-01-29 | 2017-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Reverse circulation well tool |
| RU2682271C1 (en) * | 2018-04-11 | 2019-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Circulation valve of drill column |
| RU194670U1 (en) * | 2019-10-22 | 2019-12-18 | Зеленый Илья Александрович | Drill string circulation sub |
| RU2711522C2 (en) * | 2014-11-20 | 2020-01-17 | Эдванстек Апс | Circulation sub with activation mechanism and corresponding method |
| CN112576212A (en) * | 2020-12-25 | 2021-03-30 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | Linkage bypass valve and continuous circulating drilling equipment |
| RU2755981C2 (en) * | 2019-06-28 | 2021-09-23 | Закрытое акционерное общество "НГТ" | Circulation sub |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2449961B (en) * | 2007-06-08 | 2011-11-02 | Bj Services Co | Fluid actuated circulating sub |
| RU2711522C2 (en) * | 2014-11-20 | 2020-01-17 | Эдванстек Апс | Circulation sub with activation mechanism and corresponding method |
| WO2017131859A1 (en) * | 2016-01-29 | 2017-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Reverse circulation well tool |
| US10704348B2 (en) * | 2016-01-29 | 2020-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Reverse circulation well tool |
| RU2682271C1 (en) * | 2018-04-11 | 2019-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Circulation valve of drill column |
| RU2755981C2 (en) * | 2019-06-28 | 2021-09-23 | Закрытое акционерное общество "НГТ" | Circulation sub |
| RU194670U1 (en) * | 2019-10-22 | 2019-12-18 | Зеленый Илья Александрович | Drill string circulation sub |
| CN112576212A (en) * | 2020-12-25 | 2021-03-30 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | Linkage bypass valve and continuous circulating drilling equipment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8201633B2 (en) | Switchable circulating tool | |
| US5979572A (en) | Flow control tool | |
| RU2599119C1 (en) | Circulation valve of drill column | |
| EP2562350B1 (en) | Downhole pulsing tool | |
| WO1999018323A1 (en) | Rotating drilling head | |
| EA004564B1 (en) | Well jet device | |
| SE526252C2 (en) | Hydraulic drill string device | |
| BR112017027310B1 (en) | CIRCULATION VALVE, AND, METHOD FOR FLUID FLOW CONTROL | |
| US8931558B1 (en) | Flow line cleanout device | |
| ES2698562T3 (en) | Selective downhole actuator | |
| US20100282472A1 (en) | Dual Action Jet Bushing | |
| BR112014017720B1 (en) | GROUND DRILLING SYSTEM AND METHOD FOR DRILLING A HOLE IN THE GROUND USING A FLUID OPERATED BOTTOM HAMMER | |
| JP4790709B2 (en) | Capturing fluid channel transfer device for downhole drill strings | |
| RU2810254C1 (en) | Circulating well sub | |
| US4685520A (en) | Open hole pipe recovery circulation valve | |
| RU194815U1 (en) | DRILL CIRCULATION VALVE | |
| RU2668100C1 (en) | Device for well bottom flushing | |
| US10041317B1 (en) | Circulating tool for assisting in upward expulsion of debris during drilling | |
| RU206444U1 (en) | Colmating circulation sub | |
| RU2279526C1 (en) | Flushing unit for drilling cone bit | |
| RU2267002C1 (en) | Cable adapter sub | |
| RU2631123C1 (en) | Valve unit of drilling column | |
| RU2780984C1 (en) | Device for cleaning the bottom and flushing the wellbore | |
| RU2516313C2 (en) | Device for reservoir fluid removal from gas well | |
| SU1573134A1 (en) | Check valve for drilling column |