УЗЕЛ ЗАЩИТЫ ДОЛОТА И СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ СИЛОЙ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО ВО ВРЕМЯ ОПЕРАЦИИ БУРЕНИЯ Российский патент 2024 года по МПК E21B17/06 E21B17/10 E21B21/08 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

[0001] Настоящее изобретение относится к узлу защиты долота и способу управления силой нагрузкой на долото (WOB) во время операций по бурению ствола скважины и уведомления бурильщика о достижении предела WOB. Более конкретно, настоящее изобретение относится к узлу защиты долота и способу управления силой WOB посредством изменения давления внутреннего потока.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] В процессе бурения нефтяных и газовых скважин к буровому долоту прикладывается усилие, разрушающее горную породу на забое ствола скважины. Такая сила создается утяжеленными бурильными трубами внутри бурильной колонны. Утяжеленные бурильные трубы представляют собой толстостенные трубы, выточенные из цельных стальных цилиндрических заготовок. Утяжеленные бурильные трубы располагаются на бурильной колонне рядом с буровым долотом. Утяжеленные бурильные трубы вместе с долотом, переводником долота, забойным двигателем, стабилизаторами, тяжелой бурильной трубой, ясами и переходниками для различных форм резьбы составляют так называемую «компоновку низа бурильной колонны». Компоновка низа бурильной колонны должна передавать усилие на буровое долото, чтобы разрушать породу (создавать нагрузку на долото), выдерживать неблагоприятные механические воздействия и обеспечивать бурильщику возможность управления направлением бурения скважины. Сила тяжести воздействует на утяжеленные бурильные трубы, создавая направленное вниз усилие, необходимое для эффективного разрушения породы буровым долотом. Нагрузка на долото или WOB представляет собой величину осевой силы, действующей на буровое долото. Для контроля нагрузки на долото бурильщик отслеживает поверхностный вес (вес подвешенной бурильной колонны), измеряемый, когда буровое долото находится рядом с забоем ствола скважины. Бурильщик опускает бурильную колонну до тех пор, пока буровое долото не коснется забоя ствола скважины. По мере дальнейшего опускания бурильной колонны нагрузка на буровое долото увеличивается. Меньший вес измеряется как свисающий с поверхности. Для вертикального ствола скважины, если поверхностное измерение показывает, что вес бурильной колонны во время бурения на 2000 кг меньше, на буровое долото должно передаваться усилие в 2000 кг.

[0003] Буровые жидкости или буровой раствор закачиваются с поверхности через центральное отверстие, проходящее через бурильную колонну к буровому долоту. Буровые жидкости смазывают и охлаждают буровое долото во время бурения, предотвращая его износ. Буровые жидкости также возвращаются на поверхность через кольцевое пространство, унося буровой шлам от бурового долота.

[0004] Существует оптимальный диапазон значений нагрузки на долото, основанный на типе, размере и марке используемого бурового долота, глубине бурения, весе бурового раствора и характеристиках геологических формаций, через которые предстоит бурение. Если WOB больше, чем верхний предел оптимального диапазона, существует большая вероятность того, что буровое долото может подвергнуться чрезмерному износу или повреждению. Если WOB меньше нижнего предела оптимального диапазона, скорость проходки в пласт снижается, что приводит к увеличению времени бурения и затрат. Производители буровых долот обычно указывают максимальную нагрузку на долото для конкретного бурового долота.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0005] Настоящее изобретение относится к варианту осуществления узла защиты долота, который может содержать внешний корпус, включающий внутренний канал, образованный внутренней стенкой канала. Внешний корпус может иметь одно или несколько отверстий для прохождения бурового раствора в кольцевое пространство ствола скважины. Узел может также иметь наружную втулку клапана, включающую внутренний канал, образованный внутренней стенкой канала. Наружная втулка клапана может находиться внутри внутреннего канала внешнего корпуса и может быть прикреплена к внутренней стенке канала внешнего корпуса. Наружная втулка клапана может включать в себя одно или более отверстий для прохода бурового раствора к одному или более отверстиям внешнего корпуса. Узел может также иметь внутренний узел, выборочно перемещаемый в осевом направлении относительно наружной втулки клапана и частично заключенный внутри внутреннего канала внешнего корпуса. Внутренний узел может включать в себя внутреннюю втулку клапана, расположенную внутри внутреннего канала наружной втулки клапана. Внутренняя втулка клапана может включать в себя одно или более отверстий для выборочного прохода бурового раствора к одному или более отверстиям наружной втулки клапана. Внутренняя втулка клапана может находиться в нерабочем положении, при котором одно или более отверстий внутренней втулки клапана не сообщаются по текучей среде с одним или более отверстиями наружной втулки клапана, и в рабочем положении, при котором одно или более отверстий внутренней втулки клапана сообщаются по текучей среде с одним или более отверстиями наружной втулки клапана. Внутренний узел может иметь пружину, расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса и функционально соединенную с внутренней втулкой клапана. Пружина может иметь предварительную нагрузку. Внутренний узел может быть функционально соединен с буровым долотом и выполнен с возможностью переводить одно или несколько отверстий внутренней втулки клапана в нерабочее положение, когда сила нагрузки на долото (WOB) меньше, чем противодействующая сила, включающая силу предварительной нагрузки пружины плюс давление потока бурового раствора в области, ближайшей к внутренней втулке клапана, и переводить одно или несколько отверстий внутренней втулки клапана в рабочее положение, когда WOB превышает противодействующую силу.

[0006] В другом варианте осуществления узла защиты долота внутренний узел может включать в себя пружинную оправку, расположенную внутри внутреннего канала внешнего корпуса. Пружинная оправка может быть функционально соединена с внутренней втулкой клапана и с пружиной. Пружина может быть расположена вокруг части пружинной оправки.

[0007] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота внутренний узел может включать в себя шлицевую оправку. Шлицевая оправка может быть частично расположена внутри внутреннего канала внешнего корпуса. Шлицевая оправка может иметь верхний конец, функционально контактирующий с нижним концом пружинной оправки. Шлицевая оправка может иметь нижний конец, функционально соединенный с буровым долотом.

[0008] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота внутренний узел может включать в себя гайку оправки, функционально расположенную внутри канала внешнего корпуса между верхним концом шлицевой оправки и внутренней стенкой канала внешнего корпуса. Гайка оправки может быть непосредственно соединена с верхним концом шлицевой оправки и может перемещаться вместе с ней. Гайка оправки может быть выполнена с возможностью удержания нижнего конца пружинной оправки на верхнем конце шлицевой оправки.

[0009] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота внутренний узел может включать в себя нижнюю пружинную прокладку, функционально расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса между пружинной оправкой и внутренней стенкой канала внешнего корпуса. Нижний конец нижней пружинной прокладки может контактировать с верхним концом гайки оправки и перемещаться вместе с ней. Верхний конец пружинной прокладки может контактировать с нижним концом пружины.

[0010] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота узел может дополнительно содержать верхнюю пружинную прокладку, функционально расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса. Верхняя пружинная прокладка может быть прикреплена к внешнему корпусу. Нижний конец верхней пружинной прокладки может контактировать с верхним концом пружины.

[0011] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота внутренний узел может включать в себя пружинную гайку, функционально расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса частично между пружинной оправкой и внутренней стенкой канала внешнего корпуса. Пружинная гайка может непосредственно соединяться с верхним концом пружинной оправки.

[0012] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота узел может дополнительно содержать зажимную гайку, жестко прикрепленную к внутренней стенке канала внешнего корпуса. Зажимная гайка может иметь внутренний канал, образованный внутренней стенкой канала. Внутренний канал зажимной гайки может быть рассчитан на прием верхней части пружинной гайки, когда внутренняя втулка клапана находится в рабочем положении.

[0013] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота верхняя секция пружинной гайки может непосредственно соединяться с нижним концом внутренней втулки клапана.

[0014] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота верхний конец шлицевой оправки может включать в себя уплотнение. Это уплотнение может обеспечивать герметичное соединение между шлицевой оправкой и гайкой оправки.

[0015] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота верхний конец наружной втулки клапана может содержать уплотнение, и нижний конец наружной втулки клапана может содержать уплотнение. Эти уплотнения могут обеспечивать герметичное соединение между наружной втулкой клапана и внешним корпусом. Один или более отверстий наружной втулки клапана могут располагаться между уплотнениями верхнего и нижнего концов наружной втулки клапана.

[0016] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота часть нижнего конца шлицевой оправки, не расположенная внутри внутреннего канала внешнего корпуса, может включать в себя ребро. Ребро может иметь верхний буртик, который упирается в нижнюю концевую кромку внешнего корпуса, когда внутренняя втулка клапана находится в рабочем положении.

[0017] В еще одном варианте осуществления узла защиты долота внешний корпус может содержать верхнее тело, пружинный корпус и шлицевое тело. Нижний конец верхнего тела может непосредственно соединяться с верхним концом пружинного корпуса. Нижний конец пружинного корпуса может непосредственно соединяться с верхним концом шлицевого тела.

[0018] Настоящее изобретение также относится к варианту осуществления способа управления силой нагрузки на долото (WOB), действующей на буровое долото во время операции бурения. Способ может содержать стадию (a) спуска бурильной колонны в ствол скважины, при этом бурильная колонна оканчивается на компоновке низа бурильной колонны (КНБК), который включает в себя буровое долото. Бурильная колонна может включать в себя узел защиты долота, как было описано выше, функционально расположенный над КНБК. Способ может включать в себя стадию (b) приведения бурового долота в контакт с забоем ствола скважины. Способ может содержать стадию (c), на которой буровое долото врезается в забой ствола скважины, при этом буровое долото подвергается воздействию нагрузки на долото. Способ может содержать стадию (d) уменьшения силы нагрузки на долото, когда буровое долото бурит забой ствола скважины, заставляя внутреннюю втулку клапана перемещаться из нерабочего положения в рабочее положение, когда сила нагрузки на долото становится больше противодействующей силы.

[0019] В другом варианте осуществления способа, как часть стадии (d), внутренняя втулка клапана может перемещаться вверх относительно наружной втулки клапана для совмещения одного или нескольких отверстий внутренней втулки клапана с одним или несколькими отверстиями наружной втулки клапана.

[0020] В еще одном варианте осуществления способа поток бурового раствора из внутреннего канала внешнего корпуса в кольцевое пространство может вызывать снижение давления потока бурового раствора, действующего на КНБК.

[0021] В еще одном варианте осуществления способа манометр на бурильном кольце может показывать снижение давления бурового раствора, воздействующего на КНБК.

[0022] В еще одном варианте осуществления способ может дополнительно содержать стадию (e) подъема бурового долота над забоем ствола скважины, чтобы заставить внутреннюю втулку клапана вернуться в нерабочее положение, когда сила WOB становится меньше противодействующей силы.

[0023] В еще одном варианте осуществления способа узел защиты долота может дополнительно снижать динамическую нагрузку на долото из-за подпрыгивания долота и прерывистого проскальзывания за счет создания противодействующей пружинной нагрузки. Например, в узле защиты долота внутренний узел включает в себя пружинную оправку, расположенную внутри внутреннего канала внешнего корпуса, пружинная оправка функционально соединена с внутренней втулкой клапана и с пружиной, расположенной вокруг части пружинной оправки; внутренний узел включает в себя шлицевую оправку, частично расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса и имеющую верхний конец, функционально контактирующий с нижним концом пружинной оправки, и нижний конец, функционально соединенный с буровым долотом; внутренний узел включает в себя гайку оправки, функционально расположенную внутри канала внешнего корпуса между верхним концом шлицевой оправки и внутренней стенкой канала внешнего корпуса и непосредственно соединенную с верхним концом шлицевой оправки и перемещающуюся вместе с ней, причем гайка оправки выполнена с возможностью удержания нижнего конца пружинной оправки на верхнем конце шлицевой оправки; способ может содержать стадию, на которой узел защиты долота создает демпфирующий эффект во время бурения, который сводит к минимуму динамические изменения нагрузки на долото и отскок долота, чтобы предотвратить непреднамеренное перемещение втулки внутреннего клапана из нерабочего положения в рабочее положение. Демпфирующий эффект может быть инициирован путем ограничения прохождения бурового раствора, захваченного в полости на участке пружины, через первый кольцевой зазор между гайкой оправки и корпусом пружины и снова через второй кольцевой зазор между шлицевой оправкой и шлицевым телом.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0024] Фиг. 1 представляет собой поперечное сечение одного варианта осуществления узла защиты долота в конфигурации без WOB.

[0025] Фиг. 2 представляет собой частичное поперечное сечение нижней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 1.

[0026] Фиг. 3 представляет собой частичное поперечное сечение нижней средней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 1.

[0027] Фиг. 4 представляет собой частичное поперечное сечение верхней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 1.

[0028] Фиг. 5 представляет собой поперечное сечение одного варианта осуществления узла защиты долота в конфигурации первой WOB (при некоторой WOB).

[0029] Фиг. 6 представляет собой частичное поперечное сечение нижней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 5.

[0030] Фиг. 7 представляет собой частичное поперечное сечение верхней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 5.

[0031] Фиг. 8 представляет собой поперечное сечение одного варианта осуществления узла защиты долота в конфигурации второй WOB (с открытой щелью).

[0032] Фиг. 9 представляет собой частичное поперечное сечение нижней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 8.

[0033] Фиг. 10 представляет собой частичное поперечное сечение верхней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 8.

[0034] Фиг. 11 представляет собой поперечное сечение одного варианта осуществления узла защиты долота в конфигурации максимальной WOB (полностью открытой конфигурации).

[0035] Фиг. 12 представляет собой частичное поперечное сечение нижней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 11.

[0036] Фиг. 13 представляет собой частичное поперечное сечение верхней части варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 11.

[0037] Фиг. 14 представляет собой схематическое изображение операции по бурению ствола скважины с помощью варианта осуществления узла защиты долота, изображенного на Фиг. 11, функционально соединенного с бурильной колонной.

[0038] Фиг. 15 показывает формулу пройденного расстояния.

[0039] Фиг. 16 представляет собой график, отображающий положение клапана в зависимости от приложенной нагрузки на долото и среднего давления в компоновке низа бурильной колонны для смоделированной настройки узла защиты долота.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

[0040] Со ссылкой на чертежи, на которых одинаковые элементы имеют одинаковые числовые обозначения для облегчения понимания настоящего изобретения, и, в частности, со ссылкой на вариант осуществления подузла 10 защиты долота, изображенного на Фиг. 1-4, узел 10 показан без нагрузки на долото (WOB), т.е. Когда буровое долото не находится на забое ствола скважины.

[0041] Как показано на Фиг. 1 и 4, узел 10 может включать в себя верхнее тело 12. Верхнее тело 12 может иметь трубчатую конструкцию с внутренним каналом 40, образованным внутренней стенкой 42 канала. Верхнее тело 12 может иметь верхний муфтовый конец 44 и нижний штифтовой конец 46. Верхний муфтовый конец 44 может принимать в функциональном соединении (например резьбовом соединении) бурильную трубу или гибкую насосно-компрессорную трубу (не показана), иначе упоминаемую в настоящем документе как бурильная колонна, проходящую от буровой установки через ствол скважины к узлу 10. Нижний штифтовой конец 46 может быть функционально соединен (например резьбовым соединением) с верхним муфтовым концом 48 пружинного корпуса 26.

[0042] Как показано на Фиг. 1 и 3, пружинный корпус 26 может иметь трубчатую конструкцию с внутренним каналом 50, образованным внутренней стенкой 52 канала. Нижний штифтовой конец 54 пружинного корпуса 26 может принимать в функциональном соединении (например, резьбовом соединении) верхний муфтовый конец 56 шлицевого тела 34.

[0043] Как показано на Фиг. 1-3, шлицевое тело 34 может иметь трубчатую конструкцию с внутренним каналом 58, образованным внутренней стенкой 60 канала. Нижний конец 62 шлицевого тела 34 может заканчиваться у нижнего края 64. Внутренняя стенка 60 канала может быть разделена на нижнюю секцию 66 и верхнюю секцию 68. Нижняя секция 66 может иметь внутренний диаметр больше, чем внутренний диаметр верхней секции 68. Переход от увеличенного внутреннего диаметра нижней секции 66 к меньшему внутреннему диаметру верхней секции 68 может происходить на сужающемся заплечике 70.

[0044] Как показано на Фиг. 1-3, узел 10 может включить в себя шлицевую оправку 36. Шлицевая оправка 36 может иметь по существу трубчатую конструкцию с внутренним каналом 72, образованным внутренней стенкой 74 канала. Шлицевая оправка 36 может включать в себя наружную поверхность 76. Шлицевая оправка 36 может включать в себя верхнюю секцию 78, среднюю секцию 80 и нижнюю секцию 82. Нижняя секция 82 может содержать штифтовой конец 84, который функционально соединяется (например, резьбовым соединением) с компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) (КНБК заканчивается на буровом долоте). Нижняя секция 82 может также содержать элемент 86 ребра, выступающий наружу из наружной поверхности 76. Верхний край 88 элемента 86 ребра может содержать буртик 90. Наружная поверхность 76 в нижней секции 82 может также содержать секцию 92 с увеличенным внешним диаметром. Наружная поверхность 76 в средней секции 80 может содержать секцию 94 с меньшим внешним диаметром. Переход между секцией 92 с увеличенным внешним диаметром и секцией 94 с меньшим внешним диаметром может происходить на сужающемся заплечике 96. Секция 92 с увеличенным внешним диаметром может иметь размеры, позволяющие разместить ее в пределах увеличенного внутреннего диаметра нижней секции 66 шлицевого тела 34. Секция 94 с меньшим внешним диаметром может иметь размеры, позволяющие разместить ее в пределах меньшего внутреннего диаметра верхней секции 68 шлицевого тела 34. Наружная поверхность 76 шлицевой оправки может быть профилирована шлицами (не показаны), которые взаимодействуют с пазами шлицев (не показаны), профилированными во внутренней стенке 60 канала шлицевого тела 34, чтобы обеспечить функциональное соединение между шлицевым телом 34 и шлицевой оправкой 36, позволяя при этом шлицевой оправке 36 перемещаться в осевом направлении относительно шлицевого тела 34.

[0045] Как показано на Фиг. 1 и 3, гайка 32 оправки может иметь трубчатую конструкцию с внутренним каналом 98, образованным внутренней стенкой 100 канала. Пружинная оправка 32 может быть расположена во внутреннем канале 50 пружинного корпуса 26 между внутренней стенкой 52 канала пружинного корпуса 26 и наружной поверхностью 76 верхней секции 78 шлицевой оправки 36. Внутренняя стенка 100 канала может включать в себя верхнюю секцию 102 и нижнюю секцию 104. Нижняя секция 104 может иметь увеличенный внутренний диаметр по сравнению с внутренним диаметром верхней секции 102. Сужающийся заплечик 106 может проходить между верхней секцией 102 и нижней секцией 104. Верхняя секция 102 может включать в себя верхнюю краевую секцию 108. Внутренний диаметр верхней краевой секции 108 может быть уменьшен относительно внутреннего диаметра верхней секции 102. Заплечик 110 может служить переходом между верхней секцией 102 и верхней краевой секцией 108. Пружинная оправка 32 может также включать в себя верхний конец 112 и нижний конец 114. Нижний конец 114 может упираться в верхний штифтовой конец 56 шлицевого тела 34. Пружинная оправка 32 может быть функционально соединена (например, с помощью резьбового соединения) со шлицевой оправкой 36. Например, нижняя секция 104 может содержать резьбу, которая сопрягается с резьбой, расположенной на наружной поверхности 76 верхней секции 78 шлицевой оправки 36. Пружинная оправка 32 и шлицевая оправка 36 могут соединяться герметично. Например, уплотнение (такое как уплотнительное кольцо 116) может располагаться на наружной поверхности 76 верхней секции 78 шлицевой оправки 36 и герметично зацепляться с верхней секцией 102 гайки 32 оправки.

[0046] Фиг. 1 и 3 показывают, что пружина 24 может быть расположена внутри внутреннего канала 50 пружинного корпуса 26 и зажата между верхней пружинной прокладкой 22 и нижней пружинной прокладкой 30. Нижний конец 118 нижней прокладки 30 может упираться в верхний конец 112 гайки 30 оправки. Верхний конец 120 верхней пружинной прокладки 22 может упираться в нижний штифтовой конец 46 верхнего тела 12. Верхний конец 122 пружины 24 может прижиматься к нижнему концу 124 верхней пружинной прокладки 22. Нижний конец 126 пружины 24 может прижиматься к верхнему концу 128 нижней прокладки 30.

[0047] Как показано на Фиг. 1, 3 и 4, пружинная оправка 28 может иметь трубчатую конструкцию с внутренним каналом 130, образованным внутренней стенкой 132 канала. Пружинная оправка 28 может иметь наружную поверхность 134. Пружинная оправка 28 может включать в себя верхнюю секцию 136, среднюю секцию 138 и нижнюю секцию 140. Нижняя секция 140 может заканчиваться фланцевой концевой секцией 142. Фланцевая концевая секция 142 может включать в себя нижний конец 144, который упирается в верхний край 146 верхней секции 78 шлицевой оправки 36. Нижняя секция 140 и средняя секция 138 могут быть расположены внутри внутреннего канала 50 пружинного корпуса 26. Наружная поверхность 134 фланцевой концевой секции 142 может располагаться рядом с верхней секцией 102 гайки 32 оправки, при этом верхний конец 148 фланцевой концевой секции 142 упирается в буртик 110 гайки 32 оправки. Средняя секция 138 может проходить через нижнюю пружинную прокладку 30 и верхнюю пружинную прокладку 22, заканчиваясь в верхней секции 136, расположенной над верхней пружинной прокладкой 22. Пружина 24 может проходить вокруг наружной поверхности 134 средней секции 138. Средняя секция 138 может включать в себя секцию 150 с увеличенным внешним диаметром по отношению к внешним диаметрам каждой из концевых частей 152 средней секции 138. Верхняя секция 136 может быть расположена внутри внутреннего канала 40 верхнего тела 12 и может быть функционально соединена с пружинной гайкой 20.

[0048] Фиг. 1 и 4 изображают пружинную гайку 20. Пружинная гайка 20 может иметь трубчатую конструкцию с внутренним каналом 154, образованным внутренней стенкой 156 канала. Пружинная гайка 20 может включать в себя наружную поверхность 158. Внутренняя стенка 156 канала может быть разделена заплечиком 160 на верхнюю секцию 162 и нижнюю секцию 164. Нижняя секция 164 может быть функционально соединена (например, с помощью резьбового соединения) с верхней секцией 136 пружинной оправки 28. Например, нижняя секция 164 может содержать резьбу, совпадающую с резьбой на верхней секции 136. Заплечик 160 может включать в себя верхний край 166 и нижний край 168. Верхний край 170 верхней секции 136 пружинной оправки 28 упирается в нижний край 168 заплечика 160. Верхняя секция 162 заканчивается на верхнем краю 172. Пружинная гайка 20 может быть функционально расположена внутри внутреннего канала 40 верхнего тела 12.

[0049] Как показано на Фиг. 1 и 4, зажимная гайка 18 может быть функционально расположена внутри внутреннего канала 40 верхнего тела 12. Зажимная гайка 18 может включать в себя наружную поверхность 174 и внутренний канал 176, образованный внутренней стенкой 178 канала. Наружная поверхность 174 зажимной гайки 18 может быть жестко прикреплена к внутренней стенке 42 канала верхнего тела 12. Зажимная гайка 18 может иметь такие размеры, чтобы в нее входила верхняя секция 162 пружинной гайки 18. Зажимная гайка 18 может включать в себя верхний край 180 и нижний край 182.

[0050] Фиг. 1 и 4 показывают наружную втулку 14 клапана. Наружная втулка 14 клапана может иметь трубчатую конструкцию с внутренним каналом 184, образованным внутренней стенкой 186 канала. Наружная втулка 14 клапана может включать в себя наружную поверхность 188. Наружная втулка 14 клапана может включать в себя верхнюю секцию 190, среднюю секцию 192 и нижнюю секцию 194. Внешний диаметр каждой из верхней секции 190 и нижней секции 194 может быть тем же самым и может быть увеличен относительно внешнего диаметра средней секции 192. Наружная втулка 14 клапана может быть функционально расположена внутри внутреннего канала 40 верхнего тела 12. Верхняя секция 190 может заканчиваться на верхнем краю 196, который упирается в заплечик 198 во внутренней стенке 42 канала верхнего тела 12, при этом наружная поверхность 188 верхней секции 190 упирается во внутреннюю стенку 42 канала верхнего тела 12. Нижняя секция 194 заканчивается на нижнем краю 200, который упирается в верхний край 180 зажимной гайки 18. Средняя секция 192 может включать в себя одно или более отверстий 202, обеспечивающих проход потока жидкости из внутреннего отверстия 184 в пространство 204 между наружной поверхностью 188 средней секции 192 и внутренней стенкой 42 канала верхнего тела 12. Верхнее тело 12 может включать в себя одно или более отверстий 206, обеспечивающих проход потока жидкости из пространства 204 в кольцевое пространство в стволе скважины (не показано). Каждая из верхней и нижней секций 190, 194 может быть герметично соединена с внутренней стенкой 42 канала верхнего тела 12. Например, наружная поверхность 188 на каждой из верхней и нижней секций 190, 194 может включать в себя углубление 195 для размещения уплотнений, таких как уплотнительное кольцо 197.

[0051] Как показано на Фиг. 1 и 4, внутренняя втулка 16 клапана может иметь трубчатую конструкцию с внутренним каналом 208, образованным внутренней стенкой 210 канала. Внутренняя втулка 16 клапана может иметь наружную поверхность 212. Внутренняя втулка 16 клапана может включать в себя верхний конец 214 и нижний конец 216. Внутренняя втулка 16 клапана может быть функционально расположена таким образом, что она проходит от внутреннего канала 184 наружной втулки 14 клапана через внутренний канал 176 зажимной гайки 18 и во внутренний канал 154 пружинной гайки 20. Нижний конец 216 упирается в верхний край 166 буртика 160 пружинной гайки 20. Внутренняя втулка 16 клапана функционально закреплена на пружинной гайке 20. В положении «без WOB» узла 10, показанном на Фиг. 1: наружная поверхность 212 верхней секции 218 внутренней втулки 16 клапана упирается во внутреннюю стенку 42 канала верхнего тела 12; наружная поверхность 212 средней секции 220 внутренней втулки 16 клапана прилегает к внутренней стенке 178 канала зажимной гайки 18; и наружная поверхность 212 нижней секции 222 внутренней втулки 16 клапана упирается во внутреннюю стенку 156 канала верхней секции 162 пружинной гайки 20. Верхняя секция 218 может содержать одно или более отверстий 224, обеспечивающих проход потока жидкости из внутреннего канала 208 к отверстию (отверстиям) 202 в наружной втулке 14 клапана, когда отверстие (отверстия) 224 и отверстие (отверстия) 202 совмещены. Внутренняя втулка 16 клапана может быть герметично соединяться с наружной втулкой 14 клапана. Например, внутренняя стенка 210 канала наружной втулки 14 клапана может содержать углубления 199, функционально расположенные над и под отверстием 202 с уплотнением, таким как уплотнительные кольца 201, частично расположенные в соответствующих углублениях 199 образования уплотнения между внутренней стенкой 210 канала внешней втулки 14 и наружной поверхностью 212 внутренней втулки 16.

[0052] Как было упомянуто выше, Фиг. 1-4 изображают узел 10 в такой конфигурации, когда буровое долото не находится на забое ствола скважины, и поэтому WOB отсутствует. Соответственно, подвижный внутренний узел, содержащий внутреннюю втулку 16, пружинную гайку 20, пружинную оправку 28, нижнюю пружинную прокладку 30, гайку 32 оправки и шлицевую оправку 36, находится в их полностью выдвинутом положении или в положении без WOB относительно неподвижных компонентов узла 10, а именно: верхнего тела 12, наружной втулки 14 клапана, зажимной гайки 18, верхней пружинной прокладки 22, пружинного корпуса 26 и шлицевого тела 34. В положении без WOB пружина 24 полностью разжимается до положения предварительного натяга, тем самым заставляя движущийся внутренний узел двигаться вниз относительно забоя ствола скважины. Следовательно, буртик 90 шлицевой оправки 36 находится в самой дальней точке от нижнего края 64 шлицевого тела 34, верхний край 172 верхней секции 162 пружинной гайки 20 находится ниже нижнего края 182 зажимной гайки 18, и отверстия 224 в верхней секции 218 внутренней втулки клапана находится полностью ниже отверстий 202 наружной втулки 14 клапана. В этой конфигурации без WOB буровой раствор, закачиваемый вниз по бурильной колонне и в канал 40 верхнего тела 12, течет к буровому долоту через внутренний канал 208 внутренней втулки 16 клапана, внутренний канал 50 пружинного корпуса 26 и внутренний канал 72 шлицевой оправки 36 без отвода через отверстия 224 внутренней втулки 16 клапана и отверстия 202 наружной втулки 14 клапана. При отсутствии такого отвода давление внутреннего потока бурового раствора имеет значение «без WOB».

[0053] Фиг. 5-8 показывают узел 10 в конфигурации, в которой буровое долото достигло забоя ствола скважины, и к буровому долоту приложена некоторая начальная сила WOB, достаточная для преодоления силы расширения пружины 24 и давления компоновки низа бурильной колонны (КНБК), создаваемого закачкой бурового раствора через бурильную колонну и узел 10 к буровому долоту. Соответственно, подвижный внутренний узел сместился вверх относительно неподвижных компонентов узла 10, в результате чего буртик 90 шлицевой оправки 36 сместился ближе к нижнему краю 64 шлицевого тела 34, верхний край 172 верхней секции 162 пружинной гайки 20 частично переместился во внутренний канал 176 зажимной гайки 18, и отверстия 224 в верхней секции 218 внутренней втулки клапана переместились ближе к отверстиям 202 наружной втулки 14 клапана.

[0054] Фиг. 9-11 показывают узел 10 в конфигурации, в которой WOB увеличилась достаточно для дальнейшего перемещения внутренних подвижных частей узла в частично открытое положение клапана (с открытой щелью). Соответственно, буртик 90 шлицевой оправки 36 переместился еще ближе к нижнему краю 64 шлицевого тела 34, верхний край 172 верхней секции 162 пружинной гайки 20 сместилась еще выше во внутренний канал 176 зажимной гайки 18, и отверстия 224 в верхней секции 218 внутренней втулки клапана сместились вверх и частично совместились с отверстиями 202 наружной втулки 14 клапана (то есть верхние части отверстий 224 совместились с нижними частями отверстий 202 таким образом, что некоторый ограниченный поток жидкости теперь может проходить через отверстия 224, отверстия 202 и в кольцевое пространство (не показано) через отверстия 206 в верхнем теле 12). Ограниченный поток жидкости в кольцевое пространство (не показано) вызывает начальное падение давления в КНБК, уменьшая эффективную противодействующую силу, тем самым позволяя нагрузке на долото дополнительно преодолевать силу расширения пружины 24 и давление КНБК, чтобы достичь полного открытия клапана.

[0055] Фиг. 11-14 показывают узел 10 в конфигурации, в которой WOB на буровое долото 232 увеличилась в сочетании с уменьшением давления КНБК для дальнейшего перемещения внутренних подвижных частей узла в положение полного открытия клапана (полностью открытое положение или положение максимальной WOB). Соответственно, заплечик 90 шлицевой оправки 36 контактирует с нижним краем 64 шлицевого тела 34, пружина 24 полностью сжимается, верхний край 172 верхней секции 162 пружинной гайки 20 смещается еще выше во внутренний канал 176 зажимной гайки 18, и отверстия 224 в верхней секции 218 внутренней втулки клапана смещаются вверх и полностью совмещаются с отверстиями 202 наружной втулки 14 клапана. Давление КНБК снижается до минимального значения, поскольку часть потока бурового раствора отводится через отверстия 224, отверстия 202 и в кольцевое пространство 236 через отверстия 206 в верхнем теле 12, как показано на Фиг. 14.

[0056] Фиг. 14 представляет собой схематическое изображение операции бурения с использованием узла 10. Буровая установка 226 располагается на поверхности 228 скважины. Бурильная колонна 230 проходит от буровой установки 226 в ствол 234 скважины и заканчивается на компоновке 237 низа бурильной колонны, включающей в себя буровое долото 232, которое расположено на забое 240 ствола скважины. Узел 10 функционально соединяется с бурильной колонной 230. Как показано, узел 10 сконфигурирован в полностью открытом положении клапана. Буровой раствор 238 закачивается в бурильную колонну 230, частично отводится, как описано выше, и проходит в кольцевое пространство 236. Следует понимать, что бурильная колонна 230 может быть составной бурильной трубой или гибкой насосно-компрессорной трубой.

[0057] Следует понимать, что полностью открытая конфигурация клапана узла 10, показанная на Фиг. 11-14, может быть возвращена к конфигурации без нагрузки на долото путем минимизации приложенной WOB. Например, бурильная колонна 230 может быть поднята буровой установкой 226 так, чтобы буровое долото 232 было поднято над забоем 240 ствола скважины для уменьшения или устранения WOB. Соответственно, подвижные части внутреннего узла вернутся (переместятся вниз относительно неподвижных частей узла 10) в положение «без WOB» за счет силы расширения пружины 24 и давления КНБК.

[0058] Фиг. 15 изображает формулу пройденного пути для определения расстояния, на которое переместилась внутренняя втулка 16 клапана (или любая из частей, составляющих внутренний подвижный узел), на основе значений WOB, давления потока, площади клапана, жесткости пружины и расстояния предварительного натяга. Эта формула может использоваться для определения площади клапана (размера сопла), исходной пружины, исходного размера пружинной прокладки для предварительного натяжения пружины и, следовательно, усилия пружины, необходимого для настройки узла защиты долота для конкретной нагрузки на долото.

[0059] Фиг. 16 представляет собой репрезентативный график, на котором представлены данные и результаты формулы Фиг. 15, такие как положение клапана в зависимости от приложенной WOB и среднего давления BHS. Эта диаграмма может использоваться в качестве наглядного пособия для понимания функции изобретения в конкретных условиях.

[0060] Все детали, входящие в состав узла 10, могут быть изготовлены из любого материала, достаточно прочного для работы в скважинных условиях. Например, узел 10 может быть изготовлен из металла, такого как сталь, за исключением внутренней втулки 14 клапана и наружной втулки 16 клапана. Внутренняя втулка 14 клапана и наружная втулка клапана 16 делаются из материалов с высокой стойкостью к истиранию, таких как кермет (карбид вольфрама) или керамика (нитрид кремния). Размеры деталей, составляющих узел 10, могут варьироваться в зависимости от рабочих параметров, связанных с конкретной операцией бурения.

[0061] Когда значение WOB превышает (1) усилие предварительного натяжения пружины 24 и (2) произведение давления потока на эффективную площадь внутренней втулки 16 клапана, подвижный внутренний узел (содержащий шлицевую оправку 36, гайку оправки 32, нижнюю прокладку 30, пружинную оправку 28, пружинную гайку 20 и внутренний клапан 16) начинает двигаться вверх относительно неподвижных частей узла 10, сжимая пружину 24. Как только отверстия 224 в верхней секции 218 внутренней втулки 16 клапана достигают и частично совмещаются с отверстиями 202 в наружной втулке 14 клапана, буровой раствор 238 начинает перетекать в кольцевое пространство 236, вызывая снижение давления КНБК. Когда давление потока уменьшается, результирующая сила, действующая на эффективную площадь внутренней втулки 16 клапана, значительно уменьшается, так что подвижный внутренний узел перемещает внутреннюю втулку 16 клапана в полностью открытое положение. При полном открытии падение давления потока снижает эффективную нагрузку на долото за счет уменьшения внутренней силы, действующей на КНБК. Это результирующее изменение давления может наблюдать оператор буровой установки 226 на поверхности 228 скважины.

[0062] Демпфирование будет происходить во время обычного бурения и, следовательно, будет минимизировать любые динамические изменения WOB, а также «отскок долота» из-за непреднамеренного срабатывания инструмента. Демпфирующий эффект предотвращает быстрые реакции инструмента и возникает, когда жидкость, захваченная в полости пружины, пытается выйти через небольшой кольцевой зазор между гайкой 32 оправки и пружинным корпусом 26 и снова через второй кольцевой зазор между шлицевой оправкой 36 и шлицевым телом 34.

[0063] Узел 10 функционирует автоматически (без участия оператора); оператор видит значительное падение давления. Когда оператор поднимает бурильную колонну 230 (например, бурильную трубу или гибкую насосно-компрессорную трубу), нагрузка на долото уменьшается ниже, чем усилие пружины, необходимое для достижения щелевого открытия клапана (за вычетом сил, действующих на внутреннюю втулку 16 клапана (поршень), которые были потеряны при срабатывании внутренней втулки 16 клапана), и давление снова возрастает.

[0064] Узел 10 снижает WOB независимо от оператора на поверхности, уменьшая давление внутреннего потока при открытии внутренней втулки 16 клапана и тем самым уменьшает растяжение бурильной колонны 230. Обычно нормально закрытый клапан (двухпозиционный, бистабильный или со смещением положения) использует снижение внутреннего давления для полного открытия. Узел 10 посылает на поверхность сигнал, уведомляющий оператора о превышении нагрузки на долото. Оператор снижает нагрузку на долото, поднимая бурильную колонну 230, вызывая автоматическое закрытие байпаса (т.е. расширение пружины 24 в сочетании с давлением КНБК заставляет внутреннюю втулку 16 клапана двигаться вниз относительно наружной втулки 14 клапана, закрывая тем самым отверстия 224 и 202).

[0065] Несмотря на то, что были описаны предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения, следует понимать, что описанные варианты осуществления являются только иллюстративными, и что область охвата настоящего изобретения должна определяться исключительно прилагаемой формулой изобретения при условии полного диапазона эквивалентности, множества вариаций и модификаций, естественным образом встречающихся у специалистов в данной области техники после прочтения настоящего документа.

Узел защиты долота содержит внешний корпус, наружную втулку клапана, внутренний узел и пружину. Внутренний узел выполнен с возможностью выборочного перемещения в осевом направлении относительно наружной втулки клапана и включает в себя внутреннюю втулку клапана. Внутренняя втулка клапана имеет нерабочее положение, в котором одно или более отверстий внутренней втулки клапана не сообщаются по текучей среде с одним или более отверстиями наружной втулки клапана, и рабочее положение, в котором одно или более отверстий внутренней втулки клапана сообщаются по текучей среде с одним или более отверстиями наружной втулки клапана. Внутренний узел функционально соединен с буровым долотом и выполнен с возможностью переводить одно или более отверстий внутренней втулки клапана в нерабочее положение, когда сила нагрузки на долото (WOB) меньше, чем противодействующая сила, и переводить одно или более отверстий внутренней втулки клапана в рабочее положение, когда сила WOB превышает противодействующую силу. Способ управления WOB во время операции бурения включает спуск вниз по стволу скважины бурильной колонны, заканчивающейся компоновкой низа бурильной колонны, включающей буровое долото и узел защиты долота, приведение бурового долота в контакт c забоем ствола скважины, врезание бурового долота в забой ствола скважины, подвергая долото воздействию силы WOB, увеличение силы WOB, когда буровое долото бурит забой ствола скважины, перемещая внутреннюю втулку клапана из нерабочего положения в рабочее. Обеспечивается повышение надежности защиты долота во время операций бурения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 16 ил.

1. Узел защиты долота, содержащий:

внешний корпус, имеющий внутренний канал, образованный внутренней стенкой канала, причем внешний корпус имеет одно или более отверстий для прохода бурового раствора в кольцевое пространство ствола скважины;

наружную втулку клапана, имеющую внутренний канал, образованный внутренней стенкой канала, причем наружная втулка клапана расположена внутри внутреннего канала внешнего корпуса и прикреплена к внутренней стенке канала внешнего корпуса, причем наружная втулка клапана имеет одно или более отверстий для прохода бурового раствора к одному или более отверстиям внешнего корпуса;

внутренний узел, выборочно перемещаемый в осевом направлении относительно наружной втулки клапана и частично располагающийся внутри внутреннего канала внешнего корпуса, причем внутренний узел включает в себя внутреннюю втулку клапана, расположенную во внутреннем канале наружной втулки клапана и имеющую одно или более отверстий для выборочного прохода бурового раствора к одному или более отверстиям наружной втулки клапана, причем внутренняя втулка клапана имеет нерабочее положение, в котором одно или более отверстий внутренней втулки клапана не сообщаются по текучей среде с одним или более отверстиями наружной втулки клапана, и рабочее положение, в котором одно или более отверстий внутренней втулки клапана сообщаются по текучей среде с одним или более отверстиями наружной втулки клапана;

пружину, расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса и функционально соединенную с внутренней втулкой клапана, имеющую усилие предварительной нагрузки;

причем внутренний узел функционально соединен с буровым долотом и выполнен с возможностью переводить одно или более отверстий внутренней втулки клапана в нерабочее положение, когда сила нагрузки на долото (WOB) меньше, чем противодействующая сила, включающая силу предварительной нагрузки пружины плюс давление потока бурового раствора в области, ближайшей к внутренней втулке клапана, и переводить одно или более отверстий внутренней втулки клапана в рабочее положение, когда сила WOB превышает противодействующую силу.

2. Узел защиты долота по п. 1, в котором внутренний узел включает в себя пружинную оправку, расположенную внутри внутреннего канала внешнего корпуса и функционально соединенную с внутренней втулкой клапана и с пружиной, расположенной вокруг части пружинной оправки.

3. Узел защиты долота по п. 2, в котором внутренний узел включает в себя шлицевую оправку, частично расположенную внутри внутреннего канала внешнего корпуса и имеющую верхний конец, функционально контактирующий с нижним концом пружинной оправки, и нижний конец, функционально соединенный с буровым долотом.

4. Узел защиты долота по п. 3, в котором внутренний узел включает в себя гайку оправки, функционально расположенную внутри канала внешнего корпуса между верхним концом шлицевой оправки и внутренней стенкой канала внешнего корпуса и непосредственно соединяющуюся с верхним концом шлицевой оправки и перемещающуюся вместе с ней, причем гайка оправки выполнена с возможностью удерживать нижний конец пружинной оправки на верхнем конце шлицевой оправки.

5. Узел защиты долота по п. 4, в котором внутренний узел включает в себя нижнюю пружинную прокладку, функционально расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса между пружинной оправкой и внутренней стенкой канала внешнего корпуса, причем нижний конец нижней пружинной прокладки контактирует с верхним концом гайки оправки и перемещается вместе с ней, а верхний конец пружинной прокладки контактирует с нижним концом пружины.

6. Узел защиты долота по п. 5, дополнительно содержащий верхнюю пружинную прокладку, функционально расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса и жестко прикрепленную к внешнему корпусу, причем нижний конец верхней пружинной прокладки контактирует с верхним концом пружины.

7. Узел защиты долота по п. 6, в котором внутренний узел включает в себя пружинную гайку, функционально расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса частично между пружинной оправкой и внутренней стенкой канала внешнего корпуса, причем пружинная гайка непосредственно соединена с верхним концом пружинной оправки.

8. Узел защиты долота по п. 7, дополнительно содержащий зажимную гайку, неподвижно прикрепленную к внутренней стенке канала внешнего корпуса, причем зажимная гайка имеет внутренний канал, образованный внутренней стенкой канала, причем внутренний канал зажимной гайки имеет размеры, обеспечивающие прием верхней секции пружинной гайки, когда внутренняя втулка клапана находится в рабочем положении.

9. Узел защиты долота по п. 8, в котором верхняя секция пружинной гайки непосредственно соединена с нижним концом внутренней втулки клапана.

10. Узел защиты долота по п. 3, в котором верхний конец шлицевой оправки включает в себя уплотнение, обеспечивающее герметичное соединение между шлицевой оправкой и гайкой оправки.

11. Узел защиты долота по п. 1, в котором верхний конец наружной втулки клапана содержит уплотнение, и нижний конец наружной втулки клапана содержит уплотнение, причем эти уплотнения обеспечивают герметичное соединение между наружной втулкой клапана и внешним корпусом, причем одно или более отверстий наружной втулки клапана расположены между уплотнениями верхнего и нижнего концов наружной втулки клапана.

12. Узел защиты долота по п. 3, в котором часть нижнего конца шлицевой оправки, не расположенная внутри внутреннего канала внешнего корпуса, включает в себя ребро, имеющее верхний заплечик, упирающийся в нижний концевой край внешнего корпуса, когда внутренняя втулка клапана находится в рабочем положении.

13. Узел защиты долота по п. 1, в котором внешний корпус содержит верхнее тело, пружинный корпус и шлицевое тело, причем нижний конец верхнего тела непосредственно соединен с верхним концом пружинного корпуса, а нижний конец пружинного корпуса непосредственно соединен с верхним концом шлицевого тела.

14. Способ управления силой нагрузки на долото (WOB) во время операции бурения, содержащий стадии:

a) спуска вниз по стволу скважины бурильной колонны, заканчивающейся компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), которая включает в себя буровое долото, и включающей в себя узел защиты долота, функционально расположенный над КНБК и содержащий: внешний корпус, имеющий внутренний канал, образованный внутренней стенкой канала, и имеющий одно или более отверстий для прохода бурового раствора в кольцевое пространство ствола скважины; наружную втулку клапана, имеющую внутренний канал, образованный внутренней стенкой канала, расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса, прикрепленную к внутренней стенке канала внешнего корпуса и имеющую одно или более отверстий для прохода бурового раствора к одному или более отверстиям внешнего корпуса; внутренний узел, выборочно подвижный в осевом направлении относительно наружной втулки клапана и частично расположенный внутри внутреннего канала внешнего корпуса, включающий в себя внутреннюю втулку клапана, расположенную во внутреннем канале наружной втулки клапана и имеющую одно или более отверстий для выборочного прохода бурового раствора к одному или более отверстиям наружной втулки клапана, причем внутренняя втулка клапана имеет нерабочее положение, в котором одно или более отверстий внутренней втулки клапана не сообщаются по текучей среде с одним или более отверстиями наружной втулки клапана, и рабочее положение, в котором одно или более отверстий внутренней втулки клапана сообщаются по текучей среде с одним или более отверстиями наружной втулки клапана; пружину, расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса, функционально соединенную с внутренней втулкой клапана и имеющую усилие предварительной нагрузки; причем внутренний узел функционально соединен с буровым долотом и выполнен с возможностью переводить одно или более отверстий внутренней втулки клапана в нерабочее положение, когда сила нагрузки (WOB) на буровое долото меньше, чем противодействующая сила, включающая в себя силу предварительной нагрузки пружины плюс давление потока бурового раствора в области, ближайшей к внутренней втулке клапана, и переводить одно или более отверстий внутренней втулки клапана в рабочее положение, когда сила WOB больше, чем противодействующая сила;

b) приведения бурового долота в контакт с забоем ствола скважины;

c) врезания бурового долота в забой ствола скважины, подвергая долото воздействию силы WOB;

d) увеличения силы WOB, когда буровое долото бурит забой ствола скважины, заставляя внутреннюю втулку клапана перемещаться из нерабочего положения в рабочее положение, когда сила WOB становится больше противодействующей силы.

15. Способ по п. 14, в котором на стадии (d) внутренняя втулка клапана перемещается вверх относительно наружной втулки клапана для совмещения одного или более отверстий внутренней втулки клапана с одним или более отверстиями наружной втулки клапана.

16. Способ по п. 15, в котором поток бурового раствора из внутреннего канала внешнего корпуса в кольцевое пространство вызывает снижение давления потока бурового раствора, действующего на КНБК.

17. Способ по п. 16, в котором манометр на бурильном кольце показывает снижение давления бурового раствора, воздействующего на КНБК.

18. Способ по п. 14, дополнительно содержащий стадии:

e) подъема бурового долота над забоем ствола скважины, чтобы заставить внутреннюю втулку клапана вернуться в нерабочее положение, когда сила WOB становится меньше противодействующей силы.

19. Способ по п. 14, в котором внутренний узел включает в себя пружинную оправку, расположенную внутри внутреннего канала внешнего корпуса, причем пружинная оправка функционально соединена с внутренней втулкой клапана и с пружиной, расположенной вокруг части пружинной оправки; причем внутренний узел включает в себя шлицевую оправку, частично расположенную во внутреннем канале внешнего корпуса и имеющую верхний конец, функционально контактирующий с нижним концом пружинной оправки, и нижний конец, функционально соединенный с буровым долотом; причем внутренний узел включает в себя гайку оправки, функционально расположенную внутри канала внешнего корпуса между верхним концом шлицевой оправки и внутренней стенкой канала внешнего корпуса и непосредственно соединенную с верхним концом шлицевой оправки и перемещающуюся вместе с ней, причем гайка оправки выполнена с возможностью удержания нижнего конца пружинной оправки на верхнем конце шлицевой оправки;

причем способ содержит стадию, на которой узел защиты долота создает демпфирующий эффект во время бурения, который сводит к минимуму динамические изменения нагрузки на долото и отскок долота для предотвращения непреднамеренного перемещения втулки внутреннего клапана из нерабочего положения в рабочее положение.

20. Способ по п. 19, в котором демпфирующий эффект инициируется путем ограничения прохождения бурового раствора, захваченного в полости на участке пружины, через первый кольцевой зазор между гайкой оправки и корпусом пружины и снова через второй кольцевой зазор между шлицевой оправкой и шлицевым телом.