RU2038471C1 - Acoustical emission sensor for controlling of turbodrill shaft rotational speed - Google Patents
Acoustical emission sensor for controlling of turbodrill shaft rotational speed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2038471C1 RU2038471C1 RU93007664A RU93007664A RU2038471C1 RU 2038471 C1 RU2038471 C1 RU 2038471C1 RU 93007664 A RU93007664 A RU 93007664A RU 93007664 A RU93007664 A RU 93007664A RU 2038471 C1 RU2038471 C1 RU 2038471C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- resonance chamber
- housing
- sleeve
- noise
- drive shaft
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для получения забойной технологической информации о параметрах режима бурения, в частности о числе оборотов вала турбобура. The invention relates to the drilling of oil and gas wells and can be used to obtain downhole technological information about the parameters of the drilling mode, in particular about the number of revolutions of the shaft of the turbodrill.
Известны устройства для передачи технологической информации о параметрах режима бурения, например, гидротурботахометры [1]
Недостатком данного устройства является низкая надежность работы гидротурботахометра и низкая достоверность информации.Known devices for transmitting technological information about the parameters of the drilling mode, for example, turbotachometers [1]
The disadvantage of this device is the low reliability of the turbotachometer and the low reliability of the information.
Наиболее близким по технической сущности к изобретению относится устройство модуляции звуковой вибрации в бурильной колонне при турбинном бурении скважин, содержащее корпус переводника, расположенную внутри него резонансную камеру с перфорацией, перфорированную трубу и вал турбобура [2]
Недостаток данной конструкции заключается в том, что информационный импульс о параметре волновая пауза, сформированная датчиком вращения долота внутри бурильной колонны- резонансной камерой, в процессе распространения с забоя на поверхность заполняется частотой, источником которой является спектр звуковой вибрации долота, генерируемого в корпус бурильной колонны, изменяя при этом уровень поглощения звука, ведущее к уменьшению отношения сигнал/шум.The closest in technical essence to the invention relates to a device for modulating sound vibration in a drill string during turbine drilling, comprising a sub housing, a resonant chamber with perforation located inside it, a perforated pipe and a turbo-drill shaft [2]
The disadvantage of this design is that the information impulse about the wave pause parameter generated by the bit rotation sensor inside the drill string by the resonant chamber is filled with the frequency during the propagation from the bottom to the surface, the source of which is the spectrum of sound vibration of the bit generated in the drill string body, while changing the level of sound absorption, leading to a decrease in the signal-to-noise ratio.
Цель изобретения повышение достоверности передачи информации за счет увеличения отношения сигнал/шум путем поглощения из бурильной колонны локальным вибропоглотителем вибрационной помехи в полосе частот передаваемой забойной информации и увеличения поглощения энергии мод шума во внутренней полости резонансной камеры. The purpose of the invention is to increase the reliability of information transmission by increasing the signal-to-noise ratio by absorbing vibrational noise from the drill string by the local vibration absorber in the frequency band of the downhole information transmitted and increasing the noise absorption of the noise modes in the internal cavity of the resonance chamber.
Для этого акустический датчик для контроля числа оборотов вала турбобура, содержащий корпус, расположенную внутри него резонансную камеру с перфорацией, переводники и перфорированную трубу, снабжен локальным вибропоглотителем, статорной и роторной турбинками, приводным валом и центральной втулкой, причем локальный вибропоглотитель расположен на корпусе внутри резонансной камеры, приводной вал датчика расположен соосно корпусу, на котором свободно размещена роторная турбинка, а статорная турбинка жестко связана с корпусом, причем перфорированная труба фиксировано расположена в резонансной камере и выполнена в виде кодовой втулки с продольными щелями, расположенными по окружности, при этом центральная втулка расположена эксцентрично корпуса на кодовой втулке, связанной с приводным валом. For this, an acoustic sensor for monitoring the number of revolutions of the turbo-drill shaft, comprising a housing, a resonant chamber with perforation located inside it, adapters and a perforated tube, is equipped with a local vibration absorber, stator and rotor turbines, a drive shaft and a central hub, and a local vibration absorber located on the housing inside the resonance cameras, the drive shaft of the sensor is located coaxially with the housing on which the rotor impeller is freely placed, and the stator impeller is rigidly connected to the housing, and forirovannaya tube fixedly disposed in the resonant chamber and is formed as a sleeve code with longitudinal slots arranged circumferentially, wherein the central hub is located eccentrically in the housing sleeve code associated with the drive shaft.
На фиг. 1 изображен продольный разрез датчика; на фиг.2 разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 разрез Б-Б на фиг.1; на фиг.4 развертка по окружности внутренней поверхности кодовой втулки; на фиг.5 три спектрограммы и две осциллограммы. In FIG. 1 shows a longitudinal section of a sensor; figure 2 section aa in figure 1; figure 3 section BB in figure 1; figure 4 scan around the circumference of the inner surface of the code sleeve; figure 5 three spectrograms and two oscillograms.
Датчик состоит из корпуса 1, центральной втулки 2, резонансной камеры, расположенной между корпусом 1, центральной втулкой 2, верхней 3 и нижней 4 крышками, приводного вала 5, кодовой втулки 6, гидросирены, состоящей из роторной 7 турбинки, находящейся на приводном валу 5, и статорной 8 турбинки, расположенной на корпусе 1. На центральной втулке 2 расположены горла 9 и 10, кодовая втулка 6 снабжена отверстиями 11 и 12. На кодовой втулке 6 находится ведомая шестерня 13, втулка 6 расположена фиксированно между нижней крышкой 4 и диском 14, находящимся на корпусе 1, а ведомая шестерня 15 на приводном валу 5. Датчик включает верхний 16 и нижний 17 соединительные переводники. Кодовая втулка 6 для фиксации ее в центральной втулке снабжена буртиком 18, расположенным между нижней крышкой 4 резонансной камеры и диском 14. Для того, чтобы был зазор между диском 14 и нижней крышкой 4 установлено кольцо 19, расположенное на корпусе 1. Для разъединения гидросирены и диска 14 имеется втулка 20. Внутри резонансной камеры на корпусе 1 расположен локальный вибропоглотитель 21 и пористая резина 22. Датчик снабжен полумуфтой 23 для соединения приводного вала 5 с валом 24 турбобура. The sensor consists of a
Статический режим. Датчик для контроля числа оборотов вала турбобура размещается над третьей секцией шпиндельного турбобура типа 3ТСШ-195 (или 3ТСШ-195 ТЛ). Static mode. A sensor for monitoring the number of revolutions of the shaft of the turbodrill is located above the third section of the spindle turbodrill of type 3TSSh-195 (or 3TSSh-195 TL).
Сборка датчика. На первом этапе сборки датчика осуществляют соединение верхнего переводника 16 с корпусом 1 (фиг.1). Sensor Assembly At the first stage of the sensor assembly, the
На втором этапе сборки датчика последовательно размещают внутри корпуса следующие элементы (фиг. 1): верхнюю крышку 3 резонансной камеры с круглым отверстием, резиновый слой 22 и локальный вибропоглотитель 21 с металлической массой, центральную втулку 2 резонансной камеры, кодовую втулку 6 с ведомой шестерней 13 в нижней части, кольцо 19, диск 14 с круглым отверстием, эксцентрично расположенным относительно оси корпуса, втулку 20, роторную турбинку 7, статорную турбинку 8. At the second stage of the sensor assembly, the following elements are sequentially placed inside the housing (Fig. 1): the
На третьем этапе сборки датчика (фиг.1) на корпусе 1 с собранными элементами по второй операции наворачивают нижний переводник 17. At the third stage of the sensor assembly (Fig. 1), on the
Четвертый этап сборки датчика осуществляют на буровой. На шлицевой торец вала 24 турбобура вставляют соединительную полумуфту 23 и наворачивают на корпус турбобура собранную конструкцию датчика. Датчик готов к работе. The fourth stage of the sensor assembly is carried out at the drilling site. On the spline end of the
Динамический режим. После включения буровых насосов промывочная жидкость по бурильной колонне (не показано) через внутреннюю полость кодовой втулки 6 (фиг. 1) и через отверстия в роторной 7 и статорной 8 турбинках поступает в турбобур (не показан). Dynamic mode. After the mud pumps are turned on, flushing fluid through the drill string (not shown) through the internal cavity of the code sleeve 6 (Fig. 1) and through the holes in the
Роторная 7 и статорная 8 турбинки (фиг.1), вращаясь с постоянной скоростью (при постоянном расходе промывочной жидкости), генерируют спектр шума, который выравнивает частотный спектр турбины (фиг.5,а), вращающейся неравномерно в зависимости от нагрузки на долото.
Спектр шума, генерируемый долотом, заглушается на частотах f3 200 Гц, f4 300 Гц и f5 400 Гц с полосой Δf 200 Гц на резонансной частоте f4 300 Гц (фиг.5,б) локальным вибропоглотителем, собранным из элементов 22 и 21 (фиг.1 и 2), из бурильной трубы. Уменьшая вибрационную помеху, достигается увеличение отношения сигнал/шум при формировании информационного сигнала.The noise spectrum generated by the bit is damped at frequencies f 3 200 Hz, f 4 300 Hz and f 5 400 Hz with a band Δf 200 Hz at the resonant frequency f 4 300 Hz (Fig. 5, b) by a local vibration absorber assembled from
На каждые два оборота вала турбобура приводной вал 5 (фиг.1) повернет кодовую втулку 6 на один оборот, последовательно открывая горло 10 и горло 9 (фиг. 1) резонансной камеры нижней продольной щелью 12 на кодовой втулке 6 (фиг.1 и 4) и верхней продольной щелью 11, расположенной на кодовой втулке 6 (фиг.1 и 4). For every two turns of the turbo-drill shaft, the drive shaft 5 (Fig. 1) will rotate the
В результате открывания звукопоглощающих горл 10 и 9 резонансной камеры за один оборот кодовой втулки в спектре шума продольных волн, распространяющихся в промывочной жидкости, сформируется информационный сигнал в виде двух волновых пауз на резонансной частоте f4 300 Гц/см (фиг.5,в).As a result of the opening of the sound-absorbing
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93007664A RU2038471C1 (en) | 1993-02-08 | 1993-02-08 | Acoustical emission sensor for controlling of turbodrill shaft rotational speed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93007664A RU2038471C1 (en) | 1993-02-08 | 1993-02-08 | Acoustical emission sensor for controlling of turbodrill shaft rotational speed |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU93007664A RU93007664A (en) | 1995-05-20 |
RU2038471C1 true RU2038471C1 (en) | 1995-06-27 |
Family
ID=20136980
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93007664A RU2038471C1 (en) | 1993-02-08 | 1993-02-08 | Acoustical emission sensor for controlling of turbodrill shaft rotational speed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2038471C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2400663A (en) * | 2003-02-14 | 2004-10-20 | Weatherford Lamb | Acoustic monitoring of downhole motor/pump rotational speed |
-
1993
- 1993-02-08 RU RU93007664A patent/RU2038471C1/en active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
1. Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. М.: Недра, 1968. * |
2. Авторское свидетельство СССР N 1154454, кл. E 21B 47/12, 1985. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2400663A (en) * | 2003-02-14 | 2004-10-20 | Weatherford Lamb | Acoustic monitoring of downhole motor/pump rotational speed |
US7013989B2 (en) | 2003-02-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Acoustical telemetry |
GB2400663B (en) * | 2003-02-14 | 2006-05-31 | Weatherford Lamb | Acoustical telemetry |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4283779A (en) | Torsional wave generator | |
US3096833A (en) | Sonic earth boring drill with jacket | |
US10669843B2 (en) | Dual rotor pulser for transmitting information in a drilling system | |
CA2463262C (en) | Method and device for acoustic signal transmission in a drillstring | |
EP0900918A2 (en) | Method and apparatus for suppressing drillstring vibrations | |
RU2038471C1 (en) | Acoustical emission sensor for controlling of turbodrill shaft rotational speed | |
US5823261A (en) | Well-pump alignment system | |
RU2291961C2 (en) | Acoustic telemeter system for controlling number of revolutions of shaft of turbo-drill | |
RU1810524C (en) | Acoustic transducer of turbodrill shaft rotation speed | |
RU2039233C1 (en) | Turbodrill shaft rotation frequency control sensor | |
SU1640396A1 (en) | Method of transmitting information in turbodrilling of wells | |
SU1661391A1 (en) | Acoustical vibration modulator | |
SU1758222A2 (en) | Method of information transmission in turbodrilling | |
RU2039234C1 (en) | Turbodrill shaft rotation frequency control sensor | |
RU2055181C1 (en) | Device for control of inclination angle and setting angle of deflecting tool | |
RU2186926C1 (en) | Vibration gear to drill wells | |
RU2063509C1 (en) | Acoustic sensor for monitoring revolution frequency of turbodrill shaft | |
SU1677284A1 (en) | Monitor of rotational speed of turbo-drill shaft | |
SU1364707A1 (en) | Apparatus for monitoring the turbodrill revolutions | |
RU2044878C1 (en) | Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft | |
RU2068495C1 (en) | Method of noise modulation in operational well casing string outside space during periodical liquid pumping off by submerged electrical pump using oil well tubing | |
SU1633076A1 (en) | Device for monitoring revolutions and axial play of turbo-drill turbine | |
RU1385702C (en) | Device for improving land by silt deposition | |
SU1696664A1 (en) | Transducer of drill bit rotation speed in turbodrilling | |
SU1606694A1 (en) | Modulator of sonic vibration in turbo-drilling |