RU2039234C1 - Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура - Google Patents
Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура Download PDFInfo
- Publication number
- RU2039234C1 RU2039234C1 SU5035346A RU2039234C1 RU 2039234 C1 RU2039234 C1 RU 2039234C1 SU 5035346 A SU5035346 A SU 5035346A RU 2039234 C1 RU2039234 C1 RU 2039234C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shaft
- sleeve
- modulator
- sensor
- ring
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Использование: бурение нефтяных и газовых скважин, в частности для получения информации о частоте вращения вала турбобура. Цель повышение точности измерения за счет увеличения отношения сигнал/шум путем расширения частотного диапазона поглощения звуковой вибрации, генерируемой турбобуром. Сущность изобретения: датчик снабжен верхней и нижней втулками, расположенными соосно с корпусом датчика, а торцы втулок выполнены в виде полуколец. Нижнее полукольцо верхней втулки и верхнее полукольцо нижней втулки соединены между собой полувтулкой по внутреннему диаметру полукольца. Вал-модулятор выполнен в виде двух половин цилиндрических труб, последовательно соединенных между собой соединительной полувтулкой. Торцы половин цилиндрических труб вдоль образующей закрыты полукольцами с одинаковыми размерами полуколец втулок. 5 ил.
Description
Изобретение относится к технической акустике и может быть использовано для получения забойной информации в процессе турбинного бурения наклонно-направленных скважин.
Известны устройства для передачи технологической информации о параметрах режима бурения, например гидротурбо- тахометры [1] Недостатком данного устройства является низкая надежность работы гидротурботахометра и низкая достоверность информации.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению относится устройство модуляции звуковой вибрации в бурильной колонне при турбинном бурении скважин, содержащее корпус датчика, камеры, вал-модулятор и узел для соединения вала-модулятора с валом турбобура [2] Недостаток данной конструкции заключается в том, что резонансная камера является узкополосным резонатором. Изменение гидростатического давления по стволу скважины в процессе бурения приводит к изменению скорости звука в промывочном растворе. Данный фактор изменяет резонансную частоту резонатора и отношение сигнал/шум.
Сущность предлагаемого изобретения состоит в повышении точности измерения датчика, достигаемом за счет увеличения отношения сигнал/шум путем расширения частотного диапазона поглощения звуковой вибрации, генерируемой турбобуром. Датчик снабжен верхней и нижней втулками, расположенными соосно корпусу датчика, а торцы втулок выполнены в виде полуколец, причем нижнее полукольцо верхней втулки и верхнее полукольцо нижней втулки соединены между собой полувтулкой по внутреннему диаметру полукольца, а вал-модулятор выполнен в виде двух половин цилиндрических труб, последовательно соединенных между собой соединительной полувтулкой, причем торцы половин цилиндрических труб вдоль образующих закрыты полукольцами, с одинаковыми размерами полуколец втулок.
Датчик представляет собой камерный глушитель с расширенными полостями в сечении трубопровода.
Работа камерных глушителей основывается на принципе акустических фильтров. Характерной особенностью систем является их способность пропускать без заметного ослабления колебания с частотами в одной или нескольких областях и подавлять или отражать к источнику все колебания с частотами вне этих областей.
Резонансная частота двухкамерного гасителя, соединенного трубкой, определяется по формуле [3]
f
(1) где f резонансная частота гасителя;
c скорость звука;
lтр длина соединительной трубы;
l длина расширительной полости-камеры;
n 1, 2, 3,
Величина заглушения определяется по формуле [4]
Δ L 10lg{[Re(A)]2 + [Im(A)]2} (2) где
,
где m
отношение площади сечения камеры расширения к площади сужения;
k 2 π f/c волновое число;
c скорость звука.
f
c скорость звука;
lтр длина соединительной трубы;
l длина расширительной полости-камеры;
n 1, 2, 3,
Величина заглушения определяется по формуле [4]
Δ L 10lg{[Re(A)]2 + [Im(A)]2} (2) где
где m
k 2 π f/c волновое число;
c скорость звука.
Если разрезать камерный глушитель вдоль образующей на две симметричные части и одну часть уменьшить по диаметру, чтобы она скользила по внутреннему диаметру другой части, с последующим размещением их в трубу, то при вращении одной части относительно другой вокруг оси получим не только формирование камерного глушителя, но и формирование полос заглушения.
Это свойство периодического заглушения (поглощения) звука в заданном диапазоне частот можно использовать для контроля частоты вращения вала турбобура.
На фиг. 1 изображен продольный разрез датчика в режиме формирования полосы заглушения; на фиг. 2 сечение по А-А на фиг. 1 (в режиме полосы заглушения); на фиг. 3 продольный разрез датчика в режиме отсутствия поглощения звука; на фиг. 4 сечение по Б-Б на фиг. 3 (в режиме отсутствия поглощения звука); на фиг. 5 спектрограммы.
Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура содержит 1 корпус датчика; 2 верхний переводник; 3 верхний подшипник (выполнен из радиальной опоры от турбобура ЗТСШ-195); 4 верхний объем камерного глушителя; 5 верхнюю втулку; 6 полувтулку; 7 нижний объем камерного глушителя; 8 нижнюю втулку; 9 нижний подшипник (выполнен из радиальной опоры от турбобура ЗТСШ-195); 10 нижний переводник; 11 соединительный узел (содержит шлицевую полумуфту от турбобура ЗТСШ-195 для соединения вала-модулятора с торцом вала турбобура); 12 отверстия для прохода промывочной жидкости; 13 нижнее полукольцо нижней втулки; 14 верхнее полукольцо нижней втулки; 15 нижнее полукольцо верхней втулки; 16 верхнее полукольцо верхней втулки; 17 нижнюю трубу вала-модулятора; 18 нижнее полукольцо нижней камеры вала-модулятора; 19 половину цилиндрической трубы нижней камеры вала-модулятора; 20 верхнее полукольцо нижней камеры вала-модулятора; 21 соединительную полувтулку; 22 нижнее полукольцо верхней камеры вала-модулятора; 23 половину цилиндрической трубы верхней камеры вала-модулятора; 24 верхнее полукольцо верхней камеры вала-модулятора; 25 верхнюю трубу вала-модулятора.
Расчетные геометрические размеры датчика следующие:
Внешний диаметр корпуса датчика 201 мм.
Внешний диаметр корпуса датчика 201 мм.
Внутренний диаметр корпуса датчика 165 мм.
Длина расширительной полости (длина верхней и нижней камер) l, мм 0,63 м;
Длина соединительной трубы (длина полувтулки) lтр 0,37.
Длина соединительной трубы (длина полувтулки) lтр 0,37.
Внешний диаметр втулки 165 мм.
Внутренний диаметр втулки 159 мм.
Внешний диаметр полувтулки 60 мм.
Внутренний диаметр полувтулки 54 мм.
Внешний диаметр соединительной полувтулки вала-модулятора 54 мм.
Внутренний диаметр соединительной полувтулки вала-модулятора 48 мм.
Частота информационного сигнала (поглощения) выбрана из условия [5]
f nz/60, (3) где n число оборотов вала турбобура;
z число лопаток на роторной турбинке.
f nz/60, (3) где n число оборотов вала турбобура;
z число лопаток на роторной турбинке.
Согласно справочным данным [6] для турбобура ЗТСШ-195 при расходе жидкости 25 л/с скорость вращения вала составляет 590 об/мин (холостой ход турбобура), получает основную частоту, равную 236 Гц. Выбираем информационную частоту частоту поглощения, равную 1-й гармоники, близкую к 400 Гц.
Уровни поглощения звука Δ L для выбранных геометрических размеров камерного датчика частоты вращения вала турбобура в диапазоне 150-650 Гц составляют: Δ L 11,8 дБ для частоты f 150 Гц; Δ L 21,8 дБ для частоты f 200 Гц; Δ L 30,6 дБ для частоты f 250 Гц; Δ L 31,3 дБ для частоты f 300 Гц; Δ L 33,4 дБ для частоты f 350 Гц; Δ L 34,2 дБ для частоты f 400 Гц; Δ L 33,4 дБ для частоты f 450 Гц; Δ L 31,3 дБ для частоты f 500 Гц; Δ L 30,6 дБ для частоты f 550 Гц; Δ L 21,8 дБ для частоты f 600 Гц; Δ L 11,8 дБ для частоты f 650 Гц.
Статический режим. Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура размещается над третьей секцией шпиндельного турбобура типа ЗТСШ-195 (или ЗТСШ-195 ТЛ).
Сборка датчика. На первом этапе сборки датчика соединяют последовательно неподвижные элементы датчика: нижнее полукольцо нижней втулки 13, нижнюю втулку 8, верхнее полукольцо нижней втулки 14, полувтулку 6, нижнее полукольцо верхней втулки 15, верхнюю втулку 5, верхнее полукольцо верхней втулки 16.
На втором этапе сборки датчика соединяют последовательно подвижные элементы датчика вала-модулятора: нижнюю трубу вала-модулятора 17, нижнее полукольцо нижней камеры вала-модулятора 18, половину цилиндрической трубы нижней камеры вала-модулятора 19, верхнее полукольцо нижней камеры вала-модулятора 20, соединительную полувтулку 21, нижнее полукольцо верхней камеры вала-модулятора 22, верхнюю трубу вала-модулятора 25.
На третьем этапе сборки датчика осуществляют операцию: в корпус датчика 1 вставляют неподвижную сборку элементов первого этапа, затем вставляют сборку подвижных элементов вала-модулятора.
На четвертом этапе сборки датчика на нижнюю трубу вала-модулятора 17 надевают нижний подшипник 9, а на верхнюю трубу вала-модулятора 25 надевают верхний подшипник 3.
На пятом этапе сборки датчика на корпус датчика 1 наворачивают верхний переводник 2 и нижний переводник 10.
На шестом этапе сборки датчика на нижнюю трубу вала-модулятора 17 наворачивают соединительный узел 11 и датчик готов к работе.
Динамический режим. После включения буровых насосов раствор по бурильной колонне (не показано) поступает во внутреннюю полость датчика и через отверстия для прохода промывочной жидкости 12 в турбобур (не показан). Вращение вала турбобура (не показан) приводит во вращение вал-модулятор (см. сборку подвижных элементов) через соединительный узел 11 (фиг. 1 и фиг. 3). Когда элементы вала-модулятора (один из элементов сечения А-А, фиг. 2 верхнее полукольцо нижней камеры вала-модулятора 20) расположатся напротив неподвижных элементов (один из элементов сечения А-А, см. фиг. 2 верхнее полукольцо нижней втулки) датчика, то образуется двухкамерный глушитель с верхним объемом 4 и нижним объемом 7, соединенные между собой внешней соединительной трубкой (полувтулка 6 расположится напротив соединительной полувтулки 21).
В результате образования двухкамерного глушителя, в спектре звуковой вибрации, генерируемой турбинными лопатками формируется зона заглушения (волновая пауза) с полосой Δ f 500 Гц в частотном диапазоне 150-650 Гц. Расчетный минимальный уровень поглощения звука составляет Δ L 11,8 дБ на частотах 150 и 650 Гц, а максимальный уровень Δ L 34,2 дБ на частоте 400 Гц.
Этим достигается увеличение отношения сигнал/шум при формировании информационного сигнала.
Когда элементы вала-модулятора (один из элементов сечения Б-Б, см. фиг. 4 верхнее полукольцо нижней камеры вала-модулятора 20) расположатся в одной плоскости с неподвижными элементами (фиг. 3), то образуется проходной канал.
В результате образования проходного канала, в спектре звуковой вибрации, генерируемой турбинными лопатками, заглушения не образуются (фиг. 5,б).
Таким образом, периодическое формирование двухкамерного глушителя валом-модулятором, который вращается на валу турбобура, приводит к формированию волновых пауз пропорционально числу оборотов турбины.
На поверхности акустическим приемником (не показан) принимается спектр звуковой вибрации и через соответствующие электронные преобразователи несущая частота f 400 Гц с полосой поглощения Δ f 500 Гц преобразуется в последовательность импульсов (не показано) с выходом на аналоговый прибор (не показан), шкала которого проградуирована в об/мин.
Предлагаемая конструкция датчика для контроля частоты вращения вала турбобура при его реализации позволит по сравнению с известным решением увеличить механическую скорость и проходку на долото за счет поддержания заданного значения осевой нагрузки по геолого-технологическому наряду.
Claims (1)
- ДАТЧИК ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ВАЛА ТУРБОБУРА, содержащий корпус датчика, вал-модулятор и узел соединения вала-модулятора с валом турбобура, отличающийся тем, что он снабжен соединительной полувтулкой, полувтулкой и расположенными соосно с корпусом верхней и нижней втулками, торцы которых выполнены в виде полуколец, причем нижнее полукольцо верхней втулки и верхнее полукольцо нижней втулки соединены между собой полувтулкой по внутреннему диаметру полукольца, а вал-модулятор выполнен в виде двух половин цилиндрических труб, последовательно соединенных между собой соединительной полувтулкой, при этом торцы половин цилиндрических труб вдоль образующей закрыты полукольцами, размеры которых равны размерам полуколец верхней и нижней втулок.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5035346 RU2039234C1 (ru) | 1992-04-01 | 1992-04-01 | Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5035346 RU2039234C1 (ru) | 1992-04-01 | 1992-04-01 | Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2039234C1 true RU2039234C1 (ru) | 1995-07-09 |
Family
ID=21600830
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5035346 RU2039234C1 (ru) | 1992-04-01 | 1992-04-01 | Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2039234C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531422C1 (ru) * | 2010-08-12 | 2014-10-20 | Роузмаунт Инк. | Способ и устройство для измерения технологического параметра текучей среды в скважине |
-
1992
- 1992-04-01 RU SU5035346 patent/RU2039234C1/ru active
Non-Patent Citations (6)
| 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. E21 B 47/12, 1985. * |
| 3. Писаревский В.М. Гасители колебаний газа. - М.: Недра, 1986. * |
| 4. Борьба с шумом. Под ред. Е.Я.Юдина. - М.: Стройиздат, 1964. * |
| 5. Зинченко В.И., Захаров В.И. Снижение шума на судах. - М.: Судостроение, 1968, * |
| 6. Справочник инженера по бурению, Т.1(под ред. В.И.Мишевича, Н.А.Сидорова) - М.: Недра, 1971. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531422C1 (ru) * | 2010-08-12 | 2014-10-20 | Роузмаунт Инк. | Способ и устройство для измерения технологического параметра текучей среды в скважине |
| US9470084B2 (en) | 2010-08-12 | 2016-10-18 | Rosemount Inc. | Method and apparatus for measuring fluid process variable in a well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0900918B1 (en) | Method and apparatus for suppressing drillstring vibrations | |
| US6155378A (en) | Method and apparatus for noise suppression in a fluid line | |
| RU2039234C1 (ru) | Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура | |
| US5823261A (en) | Well-pump alignment system | |
| ES2166380T3 (es) | Acoplamiento hidraulico para motor pequeño con transmision directa a la rueda. | |
| US2185489A (en) | Muffler | |
| RU2039233C1 (ru) | Датчик для контроля частоты вращения вала турбобура | |
| RU2038471C1 (ru) | Акустический датчик для контроля числа оборотов вала турбобура | |
| RU1810524C (ru) | Акустический датчик частоты вращени вала турбобура | |
| Muzipov et al. | Sound vibration modulator to control turbodrill operation | |
| RU2063509C1 (ru) | Акустический датчик для контроля частоты вращения вала турбобура | |
| RU2192548C2 (ru) | Многокамерный глушитель шума выхлопа двигателя внутреннего сгорания | |
| SU1758222A2 (ru) | Способ передачи информации при турбинном бурении скважин | |
| RU2055181C1 (ru) | Устройство для контроля зенитного угла и угла установки отклонителя | |
| SU1390349A1 (ru) | Устройство контрол искривлени скважины | |
| SU1696664A1 (ru) | Датчик частоты вращени долота при турбинном бурении | |
| SU1640396A1 (ru) | Способ передачи информации при турбинном бурении скважин | |
| SU1606694A1 (ru) | Модул тор звуковой вибрации при турбинном бурении | |
| RU2783855C1 (ru) | Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины | |
| SU1677284A1 (ru) | Датчик дл контрол частоты вращени вала турбобура | |
| SU1154454A1 (ru) | Способ модул ции шума в бурильной колонне при турбинном бурении скважин | |
| RU2509252C1 (ru) | Глушитель гидродинамического шума в трубопроводе | |
| RU2191268C2 (ru) | Глушитель шума выхлопа двигателя внутреннего сгорания | |
| SU1470944A1 (ru) | Способ контрол гидродинамического давлени промывной жидкости внутри бурильного инструмента в процессе бурени | |
| JPH0414708Y2 (ru) |