Изобретение относится к автоматическому контролю в скважинах при турбинном бурении, в частности для контроля угла направления турбобура относительно плоскости искривления скважины и угла кривизны, т. е. угла между направлением скважины и вертикалью.
Цель изобретения - повышение точности контроля за счет поглощения частот вибраций из полигармонического спектра, соответствующих контролируемым параметрам ориентации.
На фиг. 1 и 2 представлены схемы устройства, реализующего способ; на фиг. 3 - спектрограммы работы устройства.
Устройство, реализующее способ, включает корпус 1 переводника, резонансные элементы 2, выполненный каждый в виде трубки заданного объема V с отверстием 3 в боковой части, крышку 4 на оси 5, установленную с возможностью перекрытия отверстия 3, резонансный элемент 6 заданного объема V с отверстием 7 и крышкой 8, установленной на оси 9 с возможностью перекрытия отверстия 7, генератор 10 полигармонического спектра упругих колебаний, излучатель 11 упругих колебаний, акустический приемник 12, спектроанализатор 13. Количество резонансных элементов 2 и 6, установленных в корпусе 1 переводника, выбирается из условия достижения необходимой точности ориентации. Резонансные элементы 2 располагаются в переводнике 1 один над другим по сторонам частей света, например 0, 45, 90, 135, 180, 225, 270, 315о. Резонансный элемент 6 выполнен в виде разных по величине полых объемов V. Площадь отверстий 7 у всех резонансных элементов 6 одинакова и установлены они по окружности внутри корпуса 1 переводника.
Корпус 1 переводника с резонансными элементами 2 и 6 встряхивается над верхней секцией трубобура и ориентируется перед началом бурения.
Акустический способ контроля ориентации турбобура в скважине в процессе бурения осуществляется следующим образом.
Включают насосы и запускают турбобур промывочной жидкостью. Генератором 10 является долото и турбобур. Через излучатель 11 полигармонический спектр упругих колебаний передается на корпусе 1 переводника. В зависимости от ориентации турбобура из спектра осуществляется поглощение частот, соответствующих собственной частоте резонансных элементов 2 и 6.
Спектр частот воспринимают акустическим приемником 12 и преобразуют его в спектрограмму спектроанализатором 13.
По поглощенным из спектра частотам определяют мгновенное значение угла направления турбобура относительно плоскости искривления скважины и угла кривизны, т. е. угол между направлением скважины и вертикалью.
На фиг. 3а показана спектрограмма вибрации при бурении вертикального ствола скважины в момент, когда отверстия 3 и 7 закрыты, поэтому поглощенных частот из спектра вибраций нет.
На фиг. 3б показана спектрограмма вибрации при поглощенной частоте f3, что соответствует углу α3 (угол между направлением скважины и вертикалью) и при поглощенной частоте f7, соответствующей углу α7(угол направления турбобура относительно плоскости направления, искривления, скважины).
На фиг. 3в показана спектрограмма при поглощенной частоте f6, что соответствует углу α6 (изменяется угол между направлением скважины и вертикалью), и поглощенной частоте f7, что соответствует углу α7 (угол направления турбобура относительно плоскости направления скважины остается один и тот же).
Смещение поглощенных частот на спектрограмме в сторону уменьшения или увеличения объясняется откpыванием и закрыванием отверстий резонансных элементов 2 и 6 в зависимости от положения турбобура в скважине.
По формуле определяют углы α от элемента 2, например по осциллограмме (фиг. 3б).
α3= Kf3= K
, где К - коэффициент пропорциональности;
f3 - поглощенная частота из полигармонического спектра упругих колебаний третьим элементом 2;
С - скорость звука в жидкости;
F3 - площадь отверстия третьего элемента 2, открытая частично;
V - объем внутренней полости резонансного элемента 2;
h - толщина стенки резонансного элемента 2.
Затем определяют угол α от элемента 6, например по спектрограмме (фиг. 3б).
, где К - коэффициент пропорциональности;
f7 - поглощенная частота из полигармонического спектра упругих колебаний седьмым элементом 6;
С - скорость звука в жидкости;
F7 - площадь отверстий седьмого элемента 6, открытого полностью;
V7 - объем внутренней полости седьмого резонансного элемента 6;
h - толщина стенки резонансного элемента 6. (56) Грачев Ю. В. , Варламов В. П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. М. : Недра, 1968, с. 156-160.
Справочник по технической акустике. Пер. с нем /Под ред. М. Хекла и Х. А. Мюллера. Л. : Судостроение, 1980, 310 с.
Изобретение относится к бурению скважин. Цель изобретения - повышение точности контроля за счет поглощения вибраций из полигармонического спектра, соответствующих контролируемым параметрам ориентации. Способ основан на методе звукопоглощения. Возбуждают бурильную колонну генератором полигармонического спектра звуковых колебаний. Производят поглощение частот f из спектра резонансными элементами с открывающимися отверстиями. По поглощенным частотам определяют мгновенные значения угла направления турбобура относительно плоскости искривления скважин и угла между направлением скважины и вертикаль по формуле 
, где K - коэффициент пропорциональности; C - скорость звука в жидкости; F - площадь отверстия, соединяющего полость резонансного устройства с полостью скважины; V - объем полости резонансного устройства, h - толщина стенки резонансного устройства. 3 ил.
АКУСТИЧЕСКИЙ СПОСОБ КОНТРОЛЯ ОРИЕНТАЦИИ ТУРБОБУРА В СКВАЖИНЕ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ, основанный на методе звукопоглощения, отличающийся тем, что, с целью повышения точности контроля за счет поглощения частот вибраций из полигармонического спектра, соответствующих контролируемым параметрам ориентации, возбуждают бурильную колонну генератором полигармонического спектра звуковых колебаний, осуществляют поглощение частот из спектра резонансными элементами с открывающимися отверстиями, по поглощенным из спектра частотам определяют мгновенные значения угла направления турбобура относительно плоскости искривления скважины и угла кривизны, т. е. угла между направлением скважины и вертикалью, по формуле
α= Kf= K 
,
где K - коэффициент пропорциональности;
f - поглощенная из спектра частота колебаний;
c - скорость звука в жидкости;
F - площадь отверстия, соединяющего полость резонансного устройства с полостью скважины;
V - объем полости резонансного устройства;
h - толщина стенки резонансного устройства.
