RU2038472C1 - Turbodrill shaft rotational speed control sensor - Google Patents
Turbodrill shaft rotational speed control sensor Download PDFInfo
- Publication number
- RU2038472C1 RU2038472C1 RU93013963A RU93013963A RU2038472C1 RU 2038472 C1 RU2038472 C1 RU 2038472C1 RU 93013963 A RU93013963 A RU 93013963A RU 93013963 A RU93013963 A RU 93013963A RU 2038472 C1 RU2038472 C1 RU 2038472C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- turbodrill
- fixed
- segment
- shaft
- rotating
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технической акустике и может быть использовано для получения забойной информации в процессе турбинного бурения наклонно направленных скважин. The invention relates to technical acoustics and can be used to obtain downhole information in the process of turbine drilling of directional wells.
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 является устройство для непрерывного контроля оборотов вала турбобура, содержащее неподвижный элемент и взаимодействующий с валом турбобура вращающийся элемент, расположенный с возможностью перекрытия потока жидкости в бурильной колонне [2]
Недостатком данного устройства является низкая достоверность информации.The closest in technical essence to the invention is a device for continuous monitoring of the revolutions of the turbo-drill shaft, comprising a fixed element and a rotating element interacting with the turbo-drill shaft, located with the possibility of blocking the fluid flow in the drill string [2]
The disadvantage of this device is the low reliability of the information.
Цель изобретения обеспечение возможности измерения числа оборотов вала турбобура на заданной частоте волновыми паузами за счет формирования стоячей волны путем периодического перекрывания канала звукопровода, увеличивающей отношение сигнал/шум и повышающей точность измерения. The purpose of the invention is the ability to measure the number of revolutions of the shaft of the turbodrill at a given frequency by wave breaks due to the formation of a standing wave by periodically blocking the duct, increasing the signal-to-noise ratio and increasing the measurement accuracy.
Указанная цель достигается за счет того, что неподвижная перегородка и вращающийся диск выполнены в виде плоских сегментов, причем вращающийся сегмент соединен с торцом вала турбобура стержнем, на конце которого размещена соединительная полумуфта, и расположен от неподвижного сегмента на расстоянии
H (1) где Н расстояние между неподвижным и вращающимся сегментами;
do диаметр проходного канала вала шпинделя турбобура;
d внутренний диаметр переводчика верхней секции турбобура.This goal is achieved due to the fact that the fixed partition and the rotating disk are made in the form of flat segments, and the rotating segment is connected to the end of the turbo-drill shaft by a rod, at the end of which there is a connecting coupling half, and is located at a distance from the fixed segment
H (1) where H is the distance between the fixed and rotating segments;
d o the diameter of the bore of the spindle shaft of the turbodrill;
d inner diameter of the translator of the upper section of the turbodrill.
Из теории акустики известно, что бегущая волна в звукопроводе, встречая на своем пути плоское однородное препятствие, например стену, отражается и в результате встречного движения волн образуется стоячая волна, описываемая выражением
a=2Acos xsin t (2) где а смещение частиц среды относительно положения покоя;
А амплитуда смещения;
λ- длина волны;
х координата;
t время;
Т период.From the theory of acoustics, it is known that a traveling wave in a sound duct, encountering a plane homogeneous obstacle, such as a wall, is reflected and a standing wave is formed as a result of the oncoming movement of the waves, described by the expression
a = 2Acos x sin t (2) where a is the displacement of the particles of the medium relative to the resting position;
And the amplitude of the bias;
λ is the wavelength;
x coordinate;
t time;
T period.
Из анализа выражения (2) вытекает, что в точках, в которых cos x обращается в нуль, смещение а тождественно равно нулю. Это имеет место при х равном нечетному числу λ/4.From the analysis of expression (2) it follows that at the points at which cos x vanishes, the displacement a is identically equal to zero. This occurs when x is an odd number λ / 4.
Данное явление образования стоячей волны можно использовать для передачи технологической информации в процессе бурения скважины. Для этого необходимо в звукопроводе, т.е. бурильной колонне, заполненной жидкостью от источника звука, т. е. турбинных лопаток, установить вращающийся экран на расстоянии λ/4, например, в виде вращающегося и неподвижного сегментов, при этом соединить вращающийся сегмент с торцом вала турбобура. This phenomenon of the formation of a standing wave can be used to transmit technological information during the drilling of a well. For this, it is necessary in the sound duct, i.e. to the drill string filled with fluid from the sound source, i.e. turbine blades, install a rotating screen at a distance of λ / 4, for example, in the form of a rotating and fixed segments, while connecting the rotating segment to the end of the shaft of the turbodrill.
Чтобы не создавать дополнительное гидравлическое сопротивление, не превышающее определенной величины, необходимо вращающийся и неподвижный сегменты расположить на заданном расстоянии друг от друга, причем площадь для прохода жидкости между сегментом выбирается равной площади проходного канала вала шпинделя турбобура. Тогда вращение вала турбобура, приводя во вращение вращающийся сегмент, будет периодически перекрывать звуковой канал, создавая тем самым последовательность волновых пауз, на частоте образования стоячей волны. In order not to create additional hydraulic resistance not exceeding a certain value, it is necessary to arrange the rotating and stationary segments at a predetermined distance from each other, and the area for the passage of fluid between the segment is chosen equal to the area of the passage channel of the spindle of the turbo-drill. Then the rotation of the turbo-drill shaft, bringing the rotating segment into rotation, will periodically block the sound channel, thereby creating a sequence of wave pauses at the frequency of the formation of a standing wave.
В результате образования на заданной частоте стоячей волны, которая в отличие от бегущей волны не передает энергии, увеличивается отношение сигнал/шум, и повышается точность измерения. As a result of the formation of a standing wave at a given frequency, which, unlike a traveling wave, does not transmit energy, the signal-to-noise ratio increases and the measurement accuracy increases.
П р и м е р. PRI me R.
Информационная частота f 500 Гц. Information frequency f 500 Hz.
Расстояние от вращающегося сегмента до турбинки х 0,75 м. The distance from the rotating segment to the turbine x 0.75 m
Диаметр проходного вала шпинделя турбобура do 55 мм.The diameter of the through-spindle shaft of the turbodrill is d o 55 mm.
Внутренний диаметр переводника верхней секции турбобура d 140 мм. The inner diameter of the sub of the upper section of the turbodrill is d 140 mm.
Расстояние между неподвижным и вращающимся сегментами Н 2 см. The distance between the fixed and rotating segments of
На фиг.1 изображен продольный разрез датчика при закрытом звукопроводе; на фиг.2 продольный разрез датчика при открытом звукопроводе; на фиг.3 фрагменты расположения неподвижного и вращающегося сегментов относительно друг друга при вращении вала турбобура; на фиг.4 спектрограмма и осциллограммы. Figure 1 shows a longitudinal section of a sensor with a closed sound duct; figure 2 is a longitudinal section of a sensor with an open sound duct; figure 3 fragments of the location of the stationary and rotating segments relative to each other during rotation of the shaft of the turbodrill; figure 4 spectrogram and oscillograms.
Датчик для контроля числа оборотов вала турбобура (фиг.1) содержит корпус 1, вращающийся сегмент 2, неподвижный сегмент 3, стержень 4, соединительную полумуфту 5. The sensor for monitoring the number of revolutions of the turbo-drill shaft (Fig. 1) comprises a housing 1, a
В статическом режиме датчик для контроля числа оборотов вала турбобура размещается над третьей секцией шпиндельного турбобура типа 3ТСШ1-195 (3ТСШ-195 ТЛ). Сборка датчика производится следующим образом. В соединительную полумуфту 5 наворачивается на резьбе стержень 4 с вращающимся сегментом 2, предварительно жестко соединив его сваркой. Внутрь корпуса 1 вставляется неподвижный сегмент и по дуге сегмента производят сварку. На торец вала в шлицы вставляют соединительную полумуфту 5 и наворачивают на переводник верхней секции турбобура корпус 1 в сборе с неподвижным сегментом 3. In static mode, the sensor for controlling the number of revolutions of the turbo-drill shaft is located above the third section of the spindle turbo-drill of type 3TSSh1-195 (3TSSh-195 TL). The sensor assembly is as follows. In the connecting
В динамическом режиме при включении буровых насосов промывочная жидкость по бурильной колонне поступает в турбобур между неподвижным сегментом 3 и вращающимся сегментом 2. Роторные и статорные турбинки при вращении начинают генерировать в бурильную колонну, т.е. канал звукопровода, спектр шума (фиг. 4,а). In the dynamic mode, when the drilling pumps are turned on, flushing fluid through the drill string enters the turbodrill between the
На каждый оборот вала турбобура вращающийся сегмент 2 относительно неподвижного сегмента 3 занимает следующее положение. Первое положение, когда канал звукопровода закрыт вращающимся сегментом 2 (фиг.1 и 3,а), второе положение, когда канал звукопровода открыт вращающимся сегментом 2 (фиг.2 и 3, б). For each revolution of the shaft of the turbodrill, the
В момент закрытия канала звукопровода между вращающимся 2 и неподвижным 3 сегментами, являющимися плоским однородным препятствием, и турбинками, служащими источником звука, образуется стоячая волна на частоте 500 Гц, которая присутствует в спектре шума (фиг.4,а). В это время в канале звукопровода формируется информационный сигнал в виде волновой паузы длительностью Твц (фиг.4,б).At the time of closure of the sound duct channel between the rotating 2 and stationary 3 segments, which are a flat homogeneous obstacle, and the turbines serving as a sound source, a standing wave at a frequency of 500 Hz is formed, which is present in the noise spectrum (Fig. 4, a). At this time, an information signal is formed in the channel of the sound duct in the form of a wave pause with a duration of T TC (Fig. 4, b).
В момент открытия канала звукопровода создается бегущая волна длительностью Тбв.At the moment of opening the sound duct channel, a traveling wave of duration T bv is created .
Периодическое перекрывание вращающимся сегментом, жестко связанным с валом турбобура, канала звукопровода приводит к формированию последовательности волновых пауз, число которых пропорционально числу оборотов вала турбобура. Periodic overlapping by a rotating segment, rigidly connected with the shaft of the turbodrill, of the sound duct leads to the formation of a sequence of wave breaks, the number of which is proportional to the number of revolutions of the turbodrill shaft.
На поверхности акустическим приемником воспринимается спектр звуковой вибрации и через соответствующие электронные преобразователи информационная частота f 500 Гц преобразуется в последовательность прямоугольных импульсов (фиг. 4,в), далее поступают на вход аналогового прибора, шкала которого проградуирована в об/мин. A spectrum of sound vibration is perceived on the surface by an acoustic receiver and, through appropriate electronic converters, the information frequency f 500 Hz is converted into a sequence of rectangular pulses (Fig. 4, c), then they are fed to the input of an analog device, the scale of which is calibrated in rpm.
Предложенная конструкция датчика для контроля частоты вращения вала турбобура при ее реализации позволит по сравнению с известными техническими решениями увеличить механическую скорость и проходку на долото за счет поддержания заданного значения осевой нагрузки по геолого-технологическому наряду. The proposed design of the sensor for monitoring the rotational speed of the turbo-drill shaft during its implementation will allow, in comparison with known technical solutions, to increase the mechanical speed and penetration of the bit by maintaining a given value of the axial load along the geological and technological range.
Claims (1)
где H расстояние между неподвижным и вращающимся элементами;
dо диаметр проходного канала вала шпинделя турбобура;
d внутренний диаметр переводника верхней секции турбобура.SENSOR FOR MONITORING THE NUMBER OF TURBO SHAFT TURNSHIPS, including a fixed element and a rotating element interacting with the turbo-drill shaft, arranged to periodically shut off the fluid flow in the drill string, characterized in that it contains a cylindrical body and a rod with a connecting coupling, and the fixed and rotating elements are made in the form of flat segments, the fixed element being rigidly fixed in a cylindrical body, and the rotating element is placed on a rod connected to the end face in Ala turbodrill by means of a connecting coupling half, and is located from a fixed element at a distance equal to
where H is the distance between the stationary and rotating elements;
d about the diameter of the bore of the spindle shaft of the turbodrill;
d inner diameter of the sub of the upper section of the turbodrill.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93013963A RU2038472C1 (en) | 1993-05-17 | 1993-05-17 | Turbodrill shaft rotational speed control sensor |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93013963A RU2038472C1 (en) | 1993-05-17 | 1993-05-17 | Turbodrill shaft rotational speed control sensor |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU93013963A RU93013963A (en) | 1995-05-20 |
RU2038472C1 true RU2038472C1 (en) | 1995-06-27 |
Family
ID=20138784
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93013963A RU2038472C1 (en) | 1993-05-17 | 1993-05-17 | Turbodrill shaft rotational speed control sensor |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2038472C1 (en) |
-
1993
- 1993-05-17 RU RU93013963A patent/RU2038472C1/en active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
1. Грачев Ю.В. и др. Автоматический контроль в скважине при бурении и эксплуатации. М.: Недра, 1968, с.165-176. * |
2. Авторское свидетельство СССР N 110494, кл. E 21B 45/00, 1956. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2581616C2 (en) | Determination of downhole natural-pressure motor rpm | |
US6714138B1 (en) | Method and apparatus for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well | |
US7327634B2 (en) | Rotary pulser for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well | |
US3309656A (en) | Logging-while-drilling system | |
US5182731A (en) | Well bore data transmission apparatus | |
EP0747571B1 (en) | Downhole pressure pulse generator | |
US4734892A (en) | Method and tool for logging-while-drilling | |
US10669843B2 (en) | Dual rotor pulser for transmitting information in a drilling system | |
US6247533B1 (en) | Utilization of energy from flowing fluids | |
CN108071386B (en) | Rotary pulse transmitter and method for transmitting information along drill string | |
CA2315981C (en) | Borehole logging apparatus for deep well drillings with a device for transmitting borehole measurement data | |
RU2560140C1 (en) | Oscillatory pulsator jig with inertial drive operated by drilling mud | |
RU2038472C1 (en) | Turbodrill shaft rotational speed control sensor | |
US6059031A (en) | Utilization of energy from flowing fluids | |
RU2039233C1 (en) | Turbodrill shaft rotation frequency control sensor | |
GB2407598A (en) | Transmitting information down hole using a pulser | |
RU2063509C1 (en) | Acoustic sensor for monitoring revolution frequency of turbodrill shaft | |
GB2265643A (en) | Borehole data transmission apparatus | |
RU2130544C1 (en) | Device for transmission of boring hole information | |
RU2094607C1 (en) | Turbo-drill rotation speed control method and device | |
RU2070291C1 (en) | Device for control of angle of installation of deflecting tool | |
RU1810524C (en) | Acoustic transducer of turbodrill shaft rotation speed | |
RU2038471C1 (en) | Acoustical emission sensor for controlling of turbodrill shaft rotational speed | |
SU987547A1 (en) | Well logging instrument | |
SU434353A1 (en) | SCANNING DEVICE ACOUSTIC CENTIMATER |