Клапаны обратные дроссельные для обсадных колонн типа ЦКОД, ЦКОДУ
Противопожарное направление
Предназначены для оснащения низа обсадных колонн из труб по ГОСТ 632-80 диаметром от 114 до 426 мм с целью автоматического заполнения спускаемой обсадной колонны буровым раствором из скважины без перелива его из колонны на устье, выполнения функции кольца «Стоп» для посадки нижней и верхней разделительных пробок в процессе закачивания тампонажного раствора в колонну после его продавки.
Могут выполняться с присоединительной короткой треугольной резьбой, с трапецеидальной резьбой ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80, а также резьбой Батресс по стандартам американского нефтяного института (API) и техническим условиям ТУ 14-157-47-97.
Клапаны типа ЦКОД устанавливаются в стволах скважин, с наклоном более 20°. Клапаны типа ЦКОДУ устанавливаются в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных участках ствола скважины.
Условное обозначение |
Максимальное рабочее давление, МПа |
Наружный диаметр корпуса, мм |
Внутренний диаметр корпуса мм, не менее |
Диаметр шара, мм |
Масса шара, кг |
Высота клапана, мм, не более |
Масса клапана, кг, не более |
|
114 |
15 |
127±1,3 |
97,0 |
45 |
0,1 |
280 |
15,0 |
|
127 |
15 |
146±1,3 |
106,0 |
45 |
0,1 |
320 |
20,0 |
|
140 |
15 |
159±1,6 |
124,0 |
76 |
0,435 |
311 |
22,5 |
|
146 |
15 |
166±1,8 |
131,5 |
76 |
0,435 |
320 |
23,5 |
|
168 |
15 |
188±1,8 |
150,0 |
76 |
0,435 |
314 |
25,0 |
|
178 |
15 |
194±1,9 |
156,0 |
76 |
0,435 |
320 |
27,5 |
|
194 |
15 |
219±2,1 |
176,0 |
76 |
0,435 |
336 |
30,0 |
|
219 |
13 |
245±2,1 |
203,0 |
76 |
0,435 |
370 |
39,6 |
|
245 |
13 |
280±2,2 |
226,0 |
76 |
0,435 |
380 |
57,9 |
|
273 |
10 |
298±2,3 |
255,0 |
76 |
0,435 |
380 |
58,6 |
|
299 |
10 |
325±2,6 |
281,0 |
76 |
|
380 |
66,8 |
|
324 |
10 |
351±2,8 |
301,0 |
76 |
0,435 |
380 |
76,9 |
|
340 |
10 |
365±2,9 |
318,0 |
76 |
0,435 |
402 |
82,1 |
|
426 |
7,5 |
450±3,6 |
400,0 |
76 |
0,435 |
405 |
115 |
Цкод в бурении принцип действия
Главная » Разное » Цкод в бурении принцип действия
Клапаны обратные дроссельные типов ЦКОД
Клапаны обратные дроссельные типов ЦКОД (рис.
5.15) (ЦКОД-1 и ЦКОД-2) и ЦКОД-Т предназначены для непрерывного самозаполнения обсадной колонны промывочной жидкостью, предотвращения движения промывочной жидкости или цементного раствора из затрубья в колонну после ее цементирования, а также для упора цементировочной разделительной пробки.
Рис. 5.15. Клапаны обратные дроссельные: а – типа ЦКОД-1; 1 – корпус; 2 – кольцо нажимное; 3 – цементный стакан; 4 – шайба разрезная; 5 – диафрагма; 6 – втулка; 7 шар; 8 – ограничитель; 9 – мембрана; 10 – дроссель; б – типа ЦКОД-2; 1 – корпус; 2 – кольцо нажимное; 3 – шайба разрезная; 4 – диафрагма; 5 – кольцо упорное; 6 – шар; 7 – ограничитель; 8 – мембрана; 9 – дроссель
Основные параметры обратных клапанов типа ЦКОД (с треугольной резьбой) и типа ЦКОД-Т (с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ) приведены в табл. 5.10 и 5.11
| ЦКОД-114-1 | 114 | 45 | 10 | 133 | 290 | 10 |
| ЦКОД -127-1 | 127 | 146 | 330 | 14,0 | ||
| ЦКОД -140-1 | 140 | 76 | 159 | 350 | 17,0 | |
| ЦКОД -146-1 | 146 | 166 | 19,8 | |||
| ЦКОД -168-1 | 168 | 188 | 25,0 | |||
| ЦКОД -178-1 | 178 | 20 | 198 | 325 | 325 | |
| ЦКОД -194-1 | 194 | 216 | 32,2 | |||
| ЦКОД -219-2 | 219 | 245 | 318 | 39,0 | ||
| ЦКОД -245-2 | 245 | 270 | 365 | 57,2 | ||
| ЦКОД -273-2 | 273 | 299 | 340 | 58,6 | ||
| ЦКОД -299-2 | 299 | 324 | 345 | 66,3 | ||
| ЦКОД -324-2 | 324 | 351 | 350 | 76,5 | ||
| ЦКОД -340-2 | 340 | 365 | 82,0 | |||
| ЦКОД -351-2 | 351 | 376 | 365 | 86,4 | ||
| ЦКОД -377-2 | 377 | 402 | 370 | 96,0 | ||
| ЦКОД -406-2 | 406 | 432 | 374 | 105,0 | ||
| ЦКОД -426-2 | 426 | 451 | 380 | 115,0 |
| Максимальное рабочее давление, МПа | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 13,0 | 10,0 |
| Условный диаметр обсадных труб, мм | 140 | 146 | 168 | 245 | 324 |
| Наружный диаметр, мм | 159 | 166 | 188 | 270 | 351 |
| Внутренний диаметр корпуса клапана, мм | 118,7 | 124,7 | 144,1 | 220,0 | 300,0 |
| Диаметр шара, мм | 75,0 | 75,0 | 75,0 | 75,0 | 75,0 |
| Высота клапана, мм | 360 | 360 | 360 | 400 | 400 |
| Диаметр центрального отверстия, мм | 70 | 70 | 80 | 120 | 160 |
| Масса, кг: ОТТМ ОПТ | 17,8 19,3 | 19,2 21,0 | 23,0 24,0 | 62 — | 92 — |
Обратные клапаны для обсадных колонн
Обратные клапаны применяют для предотвращения обратного движения раствора при цементировании, предотвращения флюидопроявления через внутренний канал труб и облегчения веса обсадной колонны труб при погружении ее в буровой раствор.
Кроме того, применение обратного клапана способствует промывке и очищению затрубного пространства от забойного и обвального шлама.
Обратный клапан устанавливается в нижней части обсадной колонны над башмачным патрубком. Для различных условий спуска и цементирования обсадных колонн создано несколько разновидностей конструкции обратных клапанов, отличающихся принципом действия. По виду запорного шарнирной заслонкой, дроссельные и дифференциальные.
Клапаны обратные дроссельные типов ЦКОД и ЦКОД-Т предназначены для непрерывного самозаполнения обсадной колонны промывочной жидкостью, предотвращения движения промывочной жидкости или цементного раствора из затрубья в колонну после ее цементирования, а также для упора цементировочной разделительной пробки.
Клапан обратный дифференциальный типа КОД предназначен для перекрытия внутритрубного пространства и разделения цементного и бурового раствора при цементировании колонны обсадных труб в процессе строительства скважин на нефть и газ.
Технологическая оснастка
Башмак колонный типа БКМ
Башмак колонный предназначается для придания жесткости низа обсадных колонн и их защите при спуске в скважину.
Предназначен для оборудования низа обсадных колонн из труб по ГОСТ 632-80 диаметром от 114 до 426 мм с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждения при спуске в скважину.
Башмак колонный состоит из толстостенного стального корпуса и бетонной направляющей насадки. Конструкция башмака обеспечивает ему достаточную механическую прочность при спуске колонны и сравнительно легкое разбуривание. Он имеет одно центральное отверстие и несколько боковых. Размеры и форма исполнения низа корпуса и направляющей насадки башмаков исключают опасность посадки спускаемой колонны на практически любые уступы на стенках скважины и, по сравнению с зарубежными конструкциями, признаны изобретением.
Изобретением также признана отечественная технология подготовки башмаков к спуску в скважину, кратно снижающая хрупкость насадок.
Башмаки изготавливают с короткой треугольной или трапециидальными резьбами (ОТТМ и БТС — аналог резьбы Батресс), а также с высокогерметичным (газоплотным) соединением ОТТГ. Башмаки БКМ-102 изготавливаются с резьбовыми соединениями для гладких труб и гладких высокогерметичных труб НКМ.
Наружный диаметр башмака,
мм
Высота башмака,
мм
Диаметр центральног о отверстия,
мм
Масса башмака, кг
БКМ-102
Треуг. НКТ и НКМ
102
120
25
50
9
БКМ-114
Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС
114
133
274
50
14
БКМ-127
Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС
127
146
274
60
15
БКМ-140
Треуг.
ОТТМ, ОТТГ, БТС
140
159
296
70
16
БКМ-146
Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС
146
166
298
70
17
БКМ-168
Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС
168
188
303
80
23
БКМ-178
Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС
178
198
330
90
30
БКМ-194
Треуг. ОТТМ, БТС
194
216
350
100
40
БКМ-219
Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС
219
245
360
110
50
БКМ-245
Треуг.
ОТТМ, ОТТГ, БТС
245
270
378
120
53
БКМ-273
Треуг. ОТТМ
273
299
382
130
60
БКМ-299
Треуг.
299
324
385
150
73
БКМ-324
Треуг. ОТТМ
324
351
390
160
85
Скребки корончатые типа СК
Корончатые скребки типа СК названы так, исходя из формы, образуемой проволочными спирально оплетенными скребущими жгутами, выступающими за пределы цилиндрического корпуса и отогнутыми в радиальном направлении.
Этот тип скребков имеет существенное преимущество перед другими типами, заключающееся в том, что его скребущие элементы разрушают фильтрационную корку и снимают ее со стенок скважины только в процессе расхаживания обсадной колонны при ходе ее вверх по окончанию процесса спуска колонны.
Благодаря этому свойству спуск колонны проходит без осложнений, вызываемых обычно образованием на колонне сальников из продуктов разрушения фильтрационной (глинистой) корки.
Таким образом, эффективность применения корончатых скребков проявляется в повышение надежности спуска колонн и сокращении затрат времени на спуск, в повышении качества цементирования скважин за счет увеличения плотности контакта цементного камня со стенками скважины, с которых предварительно снята фильтрационная корка. Кроме того, скребки улучшают условия вытеснения бурового раствора тампонажным за счет турбулизации восходящего потока жидкости. После затвердевания цемента скребки образуют с ним железобетон, упрочняя крепь и препятствуя ее растрескиванию и образованию длинных трещин и щелей, по которым мигрируют пластовые флюиды.
Номинальный диаметр обсадной колонны, мм | 146 | 168 | 178 |
Номинальный диаметр ствола скважины, мм | 190. | 214…245 | 214…245 |
Количество U-образных пружин, шт | 6 | 6 | 6 |
Габариты в свободном состоянии, мм: | 260±10 200±10 | 300±10 200±10 | 300±10 200±10 |
..214ЦКОД, клапаны обратные дроссельные
ЦКОД (цементировочный клапан обратный дроссельный) применяется при цементировании вертикальных и наклонно-направленных скважин с целью предотвратить возврат цементного раствора в обсадную колонну после его продавки. Кроме этого ЦКОД предназначены для обеспечения самозаполнения спускаемой колонны буровым раствором и для посадки разделительных пробок в процессе закачивания цементного раствора в колонну.
Клапаны ЦКОД предназначены для оснащения низа обсадных колонн из труб по ГОСТ 632-80 диаметром от 114 до 340 мм с целью автоматического заполнения спускаемой обсадной колонны буровым раствором из скважины без перелива его из колонны на устье, выполнения функции кольца «стоп» для посадки нижней и верхней разделительных пробок в процессе закачивания тампонажного раствора в колонну и продавливания его в заколонное пространство, предотвращения обратного перетока тампонажного раствора из заколонного пространства в колонну после его продавки.
Для обеспечения полной гарантии эффективной и надежной работы клапанов типа ЦКОДМ следует ограничить отклонение оси скважины от вертикали (зенитный угол) в интервале установки клапана в пределах до 20°. Область применения универсальных дроссельных клапанов типа ЦКОДУ не ограничена величиной зенитного угла вплоть до горизонтального положения.
Наружный диаметр обратных дроссельных клапанов не превышает диаметр муфт обсадной колонны. Внутренний диаметр корпуса клапана на 4-6 мм больше диаметра долота, которым может понадобиться работать в оснащаемой обсадной колонне. Максимальное рабочее давление клапанов от 25 до 10 Мпа по мере возрастания условного размера клапана.
Клапаны обоих типов изготавливают с короткой треугольной резьбой или трапецеидальными резьбами (ОТТМ и БТС — аналог резьбы Батресс), а также с высокогерметичным (газоплотным) соединением ОТТГ.
ЦКОДУ-102 | НКТ, НКМ | 25 | 120 | 87,9 | 45 | 275 |
ЦКОДМ-114 ЦКОДУ-114 | Треуг. | 25 | 133 | 97,1 | 45 | 350 370 |
ЦКОДМ-127 ЦКОДУ-127 | Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС | 25 | 146 | 108,6 | 45 | 362 380 |
ЦКОДМ-140 ЦКОДУ-140 | Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС | 25 | 159 | 118,7 | 76 | 405 420 |
ЦКОДМ-146 ЦКОДУ-146 | Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС | 25 | 166 | 124,7 | 76 | 420 |
ЦКОДМ-168 ЦКОДУ-168 | Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС | 25 | 188 | 144,1 | 76 | 420 |
ЦКОДМ-178 ЦКОДУ-178 | Треуг. | 25 | 198 | 156 | 76 | 398 420 |
ЦКОДМ-194 ЦКОДУ-194 | Треуг. ОТТМ, БТС | 25 | 216 | 172 | 76 | 395 425 |
ЦКОДМ-219 ЦКОДУ-219 | Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС | 15 | 245 | 195 | 76 | 420 445 |
ЦКОДМ-245 ЦКОДУ-245 | Треуг. ОТТМ, ОТТГ, БТС | 15 | 270 | 220 | 76 | 420 445 |
ЦКОДМ-273 | Треуг. ОТТМ | 10 | 299 | 249 | 76 | 415 |
ЦКОДМ-299 | Треуг. | 10 | 324 | 274,5 | 76 | 405 |
ЦКОДМ-324 | Треуг. ОТТМ | 10 | 351 | 300 | 76 | 4 |
ОТТМ, ОТТГ, БТС
ОТТМ, ОТТГ, БТС
Турбулизаторы типа ЦТ
Особенность турбулизаторов типа ЦТ состоит в том, что их лопасти, закручивающие восходящий поток жидкости вокруг обсадной колонны, изготовлены из армированной кордом резины, достаточно эластичны, чтобы не оказывать заметных сопротивлений при спуске колонны, но достаточно жестки и прочны, чтобы отклонять восходящий поток жидкости по винтовой линии вокруг колонны и обеспечить повышение степени вытеснения бурового раствора тампонажным в затрубном пространстве скважины.
Оптимальное соотношение длины лопастей турбулизатора и угла наклона их к вертикальной оси, сочетание достаточной жесткости и упругости их, признанные изобретением, обеспечивают максимальную величину основного показателя качества.
Эксплуатационная эффективность использования турбулизаторов типа ЦТ обеспечивается повышением надежности спуска колонн и качества цементирования скважин, сводящего к минимуму загрязнение продуктивных горизонтов.
Наружный диаметр, мм | 210 | 210 | 210 | 239 | 210 | 239 | 264 | 264 |
Внутренний диаметр, мм | 142 | 148 | 171 | 171 | 180 | 180 | 180 | 197 |
Высота, мм | 160 | 160 | 170 | 160 | 170 | 160 | 160 | 160 |
Масса, кг (не более) | 3 | 3,5 | 4,5 | 4,5 | 5 | 5 | 5 | 6 |
Центратор пружинный, центратор обсадных колонн
Центратор пружинный предназначен для центрирования обсадных колонн при спуске и цементировании их в наклонно-направленных и вертикальных скважинах.
Использование центраторов позволяет снизить силы трения при спуске колонны, об
еспечить равномерную толщину вокруг спущенной колонны.
Наш завод выпускает 4 типа центраторов условных размеров от 114 до 340 мм:
- типа ЦЦ-1 — упругие разъемные сборные центраторы с аркообразными планками — для центрирования обсадных колонн в вертикальных и слабоискривленных (до 15-20°) скважинах;
- типа ЦЦ-2 и ЦЦ-4 — для центрирования колонн в вертикальных и наклоннонаправленных скважинах имеют жесткоупругую характеристику, причем жесткая часть характеристики обусловлена наличием, размерами и формой исполнения трапецеидального выступа.
ЦЦ-120/146-1 | 211 | 123 | 5,23 | 3,2 | 4 |
ЦЦ-140/191-216-1 | 264 | 142 | 7,85 | 4,8 | 6 |
ЦЦ-146/191-216-1 | 270 | 148 | 7,85 | 4,8 | 6 |
ЦЦ-168/216-245-1 | 292 | 172 | 7,85 | 4,8 | 6 |
ЦЦ-178/245-270-1 | 330 | 182 | 7,85 | 4,8 | 6 |
ЦЦ-194/245-1 | 305 | 197 | 12 | 5 | 6 |
ЦЦ-219/270-1 | 345 | 222 | 10,45 | 5,4 | 8 |
ЦЦ-245/295-320-1 | 370 | 249 | 10,45 | 5,4 | 8 |
ЦЦ-2-140/216 | 264 | 142 | 12 | 5 | 6 |
ЦЦ-2-146/216 | 270 | 148 | 12 | 5 | 6 |
ЦЦ-2-168/216 | 292 | 172 | 12 | 5 | 6 |
ЦЦ-2-178/216 | 300 | 182 | 12 | 5 | 6 |
ЦЦ-4-178/245 | 305 | 182 | 12 | 5 | 6 |
ЦЦ-4-194/245-1 | 305 | 197 | 12 | 5 | 6 |
ЦЦ-4-219/270 | 345 | 222 | 13,5 | 7 | 8 |
ЦЦ-4-245/295 | 370 | 249 | 13,5 | 7 | 8 |
ЦЦ-4-324/395 | 450 | 330 | 18 | 9 | 10 |
ЦТЖ-146/216 | 212 | 148 | — | — | 4 |
ТатПром-Холдинг // Продукция // Оснастка обсадной колонны // Клапаны обратные цементировочные — ЦКОД, ЦКОДУ
Предназначены для оборудования низа обсадных колонн из труб по ГОСТ 632-80 с целью обеспечения непрерывного самонаполнения спускаемой обсадной колонны промывочной жидкостью и предотвращения обратного движения жидкости (цементного раствора) из затрубного пространства в колонну в процессе её цементирования.
Применение обратного клапана позволяет вести спуск обсадной колонны с установкой шара над седлом клапана или без шара, что обеспечивает самозаполнение колонны промывочной жидкостью. Могут выполняться с присоединительной короткой треугольной резьбой, с трапецеидальной резьбой ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80, а также резьбой Батресс по стандартам американского нефтяного института (API) и техническим условиям ООО «ТАТПРОМ-ХОЛДИНГ».
| Параметр | ЦКОДУ-102 | ЦКОДУ-114 | ЦКОДУ-146 | ЦКОДУ-168 | ЦКОДУ-178 | ЦКОДУ-245 | ЦКОДУ-324 | ЦКОДУ-426 |
| Условный диаметр обсадной трубы,мм | 102 | 114 | 146 | 168 | 178 | 245 | 324 | 426 |
| Наружный диаметр, мм | 121 | 133 | 166 | 188 | 198 | 270 | 351 | 451 |
| Длина, мм | 275 | 290 | 360 | 360 | 325 | 400 | 405 | 405 |
Рабочая температура, гр. С | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 |
| Масса, кг | 10 | 11 | 19,5 | 24,5 | 30 | 60 | 92 | 158 |
Пзр в бурении расшифровка
Главная » Разное » Пзр в бурении расшифровка
Что такое прибор релейной защиты ПЗР и каковы его функции.
Для чего нужен ПЗР, функции, которые он выполняет, кому выгодна его установка?
Прибор ПЗР представляет собой программируемое устройство защитного отключения.
В щит устройства ПЗР устанавливают автоматический выключатель, цифровой блок управления, магнитный пускатель и реле. Прибор устанавливают с целью:1) Ограничения потребляемой мощности. Когда потребляемая абонентом мощность за единицу времени превышает установленное электросетями значение, устройство ПЗР переходит в периодический режим включения, выключения питания, до тех пор, пока потребитель не примет меры по устранению перегрузки. Время включения и отключения запрограммировано в цифровом блоке. Как только нагрузка станет ниже установленного значения, отключения прекратятся и ПЗР перейдет в нормальный режим.
2) Защита от превышения напряжения сети сверх допустимых значений. Если напряжение в сети подскакивает выше допустимого значения, ПЗР автоматически отключает подачу энергии на заданное время. По истечении упомянутого интервала, устройство вновь подключит потребителя к сети и если напряжение не стабилизировалось, вновь отключит сеть. Получается, что прибор нужен не только для обеспечения безопасности подающей электроэнергию подстанции, но и для защиты всевозможных бытовых приборов и оргтехники от скачков напряжения.
3) Защита от короткого замыкания. В блок ПЗР установлен автоматический выключатель, который и отключает подачу электроэнергии при возникновении в сети потребителя короткого замыкания. После устранения неполадок в сети, по средствам автомата, питание подается вновь.
4) Повышение качества электроэнергии. Так как ПЗР обеспечивает более равномерное разделение нагрузки среди потребителей, последние оказывают меньшее влияние на качество электроэнергии.
5) Защита от тока утечки. В случае появления в сети потребителя токов утечки, превышающих номинальный отключающий дифференциальный ток, устройство отключит потребителя от сети на время паузы отключения. После этого промежутка времени устройство включается, однако если неполадка, приводящая к появлению тока утечки не устранена, устройство снова отключит потребителя. Данная функция работает как УЗО при настройке на ток утечки 30ма. Приборы защиты релейные бывают однофазные и трехфазные, размещаются на опорах воздушных электрических линий, в помещениях, в силовых и распределительных щитах при температурах от -40° C до +45° C и уровне относительной влажности до 98% (при температуре +25° C).
abs.tiu.ru
Аббревиатуры нефти и газа | Различные вопросы коллегам
при капитальном ремонте скважин:
КРС капитальный ремонт скважины
ВЦ восстановление циркуляции
ДМШУ депрессионный металло-шламоуловитель
ЖГ жидкость глушения
ЗБ(Г)С забуривание боковых (горизонтальных) стволов
ЛГПП ликвидация гидратно-парафиновой пробки
ОЗЦ ожидание затвердевания цемента
ОР ожидание реагирования
ОТСК определение технического состояния колонны
ОЦ отсутствие циркуляции
РИР ремонтно-изоляционные работы
СИ селективная изоляция
ЦКОД циркуляционный клапан одноразового действия
при гидродинамических исследованиях:
ГДИ гидродинамические исследования
Altр альтитуда ротора
Qж, (н), (в) дебит жидкости, (нефти), (воды)
ВНК водонефтяной контакт
ВНР водонефтяной раздел
ГВР газоводяной раздел
ГНР газонефтяной раздел
ИД индикаторная диаграмма
КВД кривая восстановления давления
КВУ кривая восстановления уровня
КПД кривая падения давления
Нд динамический уровень
Нз глубина забоя
Нкр глубина кровли пласта
Нст статический уровень
Рб буферное давление
Рзаб забойное давление
Рзатр эатрубное давление
Рпл пластовое давление
dL удлинение ствола скважины
Гф газовый фактор
Рнас давление насыщения
при работе с пластом:
АСПО асфальто-смолисто-парафиновые отложения
ВПП выравнивание профиля приемистости
ВУС вязко-упругая система
ГКО (В) глинокислотная обработка (ванна)
ГПП гидропескоструйная перфорация
ГРП гидравлический разрыв пласта
ГТМ геолого-технические мероприятия
ЗКП(Ц) заколонный переток (циркуляция)
ИДН интенсификация добычи нефти
МУН методы увеличения нефтеотдачи
ОВП ограничение водопритоков
ОПЗ обработка призабойной зоны
ПАВ поверхностно-активные вещества
ПЗП призабойная зона пласта
ПНП повышение нефтеотдачи пластов
ППД поддержание пластового давления
СКО(В) солянокислотная обработка (ванна)
УВ углеводороды
КИН коэффициент извлечения нефти
ВНФ водо-нефтяной фактор
ВНЗ водо-нефтяная зона
ЧНЗ чисто-нефтяная зона
при геофизмческих исследованиях:
ГИС геофизические исследования скважин
АДС аккумулятор давлений скважинный
АКЦ акустический цементомер
ВП118 взрывной пакер
ГИС-1 профиль отдачи фонтанирующей скважины
ГИС-2 профиль отдачи при работе с компрессором
ГИС-3 профиль приемистости нагнетательной скважины
КИИ комплекc испытателя пластов
ПВР прострелочно-взрывные работы
ПГД БК пороховой генератор давлений
ПГМШ-146 перфоратор гидромеханический щелевой
ПК105 перфоратор кумулятивный
ПС-112 перфоратор сверлящий
ТГХВ термо-газо-химическое воздействие
УГИС устройство геофизического исследования скважин
УЗВ ультрозвуковой вибратор
ФКД фазокорелляционная диаграмма
www.
petroleumengineers.ru
Разработка нормативной карты на производство буровых работ в эксплуатационном бурении
Содержание
Введение
1. Теоретические аспекты исследуемой проблемы
1.1. Общая характеристика бурового предприятия
1.2. Структура и предмет деятельности бурового предприятия
1.3. Состав наряда на производство буровых работ
1.4. Составление нормативной карты
2. Проектная часть (Составление нормативной карты по каждому долблению)
2.1. Расчет нормативного времени на механическое бурение
2.2. Расчет времени на СПО
2.3. Расчет нормативного времени на смену долота
2.4. Время на ПЗР
2.5. Нормативное время на прочие вспомогательные работы
2.6. Прием и сдача вахты
2.7. Ремонтные работы
2.8. Расчет основных показателей
Заключение
Литература
Приложение 1
Приложение 2
Введение
Строительство скважин представляет собой сложный комплекс различных в технологическом отношении производственных процессов, входящих в производственный цикл.
Наибольший удельный вес в затратах времени на строительство скважин занимает процесс бурения и крепления скважин. Техническое нормирование этого процесса осуществляют по отдельным составляющим его рабочим процессам, отличающимися между собой технологией: механическому бурению, спускоподъемным операциям, промывке скважин, спуску обсадных труб и т.д.
Общие затраты рабочего времени на проходку скважины в первую очередь зависят от показателей работы долота на забое, что требует правильного установления технически обоснованных норм на механические бурение. При нормировании механического бурения устанавливают два основных вида норм: норму времени на разрушение 1 м породы в часах и норму времени проходки в метрах на одно долото.
Для нормирования процесса механического бурения характерна необходимость учета большого числа факторов, влияющих на его продолжительность: конструкции и диаметра долота и нагрузки на него, скорости вращения инструмента. Поэтому при разработке норм на механическое бурение изучают и анализируют большой фактический материал о показателях работы долот разных типов и размеров на забое и о применяемых режимах бурения.
Внедрение передовых методов и экономических приемов труда при механическом бурении, спуско-подъемных операциях, креплении скважин, вспомогательных и ремонтных работах при проводке скважин должно обеспечиваться:
1. Своевременной и качественной подготовкой рабочего места и обеспеченностью необходимым инструментом и материалами.
2. Конкретным определением круга обязанностей буровой бригады в целом и каждого члена буровой вахты в отдельности.
3. Изучением и распространением передового опыта работы
4. Производственным использованием рабочего времени за счет совмещения профессий и перекрытия работы
5. Внедрение новой техники и технологии
6. Улучшение условий труда
7. Применение инструктивных карт передовых приемов работы
8. Повышением квалификации членов буровой бригады
Учитывая весь объем материалов и данных и составляют нормативную карту .
Именно составление нормативной карты предусматривает установление последовательности выполнения отдельных операций процесса бурения скважины и определение суммарной нормативной продолжительности механического бурения, спуска и подъема инструмента, смены долот, подготовительно-заключительных работ, работ по креплению, ремонтных и прочих работ и по ней определяется нормативная продолжительность бурения и крепления скважины.
1. Теоретические аспекты исследуемой проблемы
1.1 Общая характеристика бурового предприятия
Материально-техническое обеспечение строительства скважин осуществляется производственным объединением через Управление производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования. Оборудование и материалы, полученные от поставщиков, должны поставляться Управлением производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования генеральному подрядчику на место производства работ комплектными и пригодными для использования, в соответствии с техническими условиями и ГОСТами. Условия и сроки поставки оборудования и материалов генеральному подрядчику определяются хозяйственным законодательством и заключенным договором.
Материальным условием производства буровых работ являются основные производственные фонды, которые в соединении с рабочей силой определяют производственную мощность буровых предприятий. Основные фонды буровых предприятий делятся на производственные, то есть средства труда, участвующие в процессе производства или способствующие его осуществлению, и непроизводственные.
vunivere.ru
|
Sophistication of technical means of conducting hydraulic fracturing of formation (HFF) in side bores of wells V. TOROPYNIN, V. VANIFATYEV, S. TERENTYEV, ZERS STC Co., Ltd. В настоящее время эксплуатационный фонд нефтяных скважин в России составляет порядка 160 тыс. скважин, из них в бездействии находится более 26 тыс., причем в ряде нефтегазодобывающих компаний бездействующий фонд достигает 30% и более от эксплуатационного. При этом значительная часть эксплуатационного фонда на крупных нефтяных месторождениях Западной Сибири, Урало-Поволжья и других регионов России находится на завершающей стадии разработки. Presentation of self-packing sealing devices (developed by ZERS Co.) for conducting HFF in side bores, cased with 102mm diameter tail pipes. Эксплуатация скважин на данной стадии характеризуется высокой обводненностью продуктивных пластов и ухудшением их коллекторских свойств, снижением производительности скважин и пластовых давлений, высокой степенью выработанности запасов и вовлечением в разработку месторождений и эксплуатационного фонда с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Все это, в значительной степени, осложняет усилия нефтяных компаний по поддержанию запланированных уровней добычи.С целью сокращения неработающего фонда скважин и эффективного решения ряда вышеуказанных проблем нефтегазодобывающими компаниями с каждым годом интенсивно наращивается строительство горизонтальных скважин и вторых боковых стволов. К примеру, в таких крупных компаниях, как ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «ТНК-ВР», к настоящему времени построено и запущено в эксплуатацию более 5000 боковых стволов. Однако из-за плохих коллекторских свойств пласта на многих месторождениях боковые стволы не всегда дают ожидаемый эффект. В этом случае наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который широко применяется во всех крупных нефтяных компаниях при строительстве боковых стволов. На сегодняшний день на нефтяных и газовых месторождениях России проведение ГРП в боковых стволах осуществляется, как правило, двумя способами, исходя из геолого-технических характеристик скважин и вскрытых продуктивных пластов. Существующие схемы проведения ГРП в боковых стволах и их типовые конструкции показаны на рис. 1. Рис. 1. Существующие схемы проведения ГРП в боковых стволах скважин: 1 – лифтовая колонна НКТ, 2 – пакер ГРП, 3 – эксплуатационная колонна, 4 – пакер-подвеска хвостовика, 5 – хвостовик, 6 – заколонный пакер При проведении ГРП по схеме 1а на лифтовой колонне 1 насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину спускается пакер 2 и устанавливается в материнской э/колонне 3 на 150 – 200 м выше головы пакер-подвески 4, которая вместе с хвостовиком 5 и заколонным пакером 6 были зацементированы в процессе строительства бокового ствола скважины. Схема 1б проведения ГРП отличается тем, что пакер 2 спускается в скважину на составной лифтовой колонне 1 и устанавливается внутри хвостовика 5 на 50 – 100 м ниже головы пакер-подвески 4. Каждая их этих схем имеет свои преимущества и недостатки. Схема 1а обеспечивает безаварийное проведение массированных ГРП с прокачкой в пласт более 150 – 200 тонн проппанта, так как изолирующий пакер 2, устанавливаемый в материнской э/колонне 3, имеет проходной канал, достаточно близкий к проходному каналу лифтовой колонны 1. Например, при установке в э/колонне условным диаметром 146 мм проходной канал пакера ГРП имеет диаметр порядка 50 – 54 мм. Такой проходной канал также обеспечивает возможность спуска различных геофизических приборов для исследования интервалов обрабатываемых пластов. Существенным недостатком такого способа является незащищенность материнской колонны от действия высокого давления в интервале от пакер-подвески до изолирующего пакера ГРП, а также возможность разрушения основных узлов и уплотнительных элементов самой пакер-подвески. Достоинством схемы 1б является то, что при проведении ГРП изолирующий пакер 2 устанавливается в хвостовике 5 и защищает материнскую э/колонну 3 от действия высокого давления. Однако изолирующий пакер имеет небольшой проходной канал, что ограничивает возможности безаварийной прокачки через него больших объемов проппанта. Например, при установке в хвостовиках условным диаметром 102 мм большинство пакеров ГРП имеет проходной канал не более 34 мм. Такой проходной канал ограничивает возможности по спуску в скважину геофизических или иных приборов и проведение работ с применением гибкой трубы. Оба способа имеют один общий недостаток. Установка и, в особенности, съем механических пакеров, применяемых при ГРП, представляет определенную проблему и в ряде случаев создает аварийную ситуацию на скважине. Во второй половине 2008 г. специалисты ОАО «НК «Роснефть» и ее дочернего подразделения ООО «РН-Юганскнефтегаз», имея большой практический опыт по проведению массированных ГРП в боковых стволах скважин по схеме 1а и неоднократные при этом случаи разрушения материнской колонны, поставили перед специалистами ООО НТЦ «ЗЭРС» следующую задачу: 1. Для проведения ГРП в боковых стволах, обсаженных хвостовиками диаметром 102 мм, разработать самоуплотняющееся герметизирующее устройство, которое бы устанавливалось в пакер-подвеске и надежно защищало э/колонну диаметром 146 мм от действия высокого давления. 2. Герметизирующее устройство должно обеспечивать суммарную безаварийную прокачку не менее 300 тонн проппанта и выдерживать перепад давления до 70 МПа. 3. Проходной канал герметизирующего устройства должен быть не менее 60 мм. Для решения данной задачи, а также с учетом особенностей конструкций, применяемых в ОАО «НК «Роснефть» и других компаниях пакер-подвесок типа ПХЦЗ конструкции ООО НТЦ «ЗЭРС», была рекомендована схема проведения ГРП (рис. Рис. 2. Схема проведения ГРП в боковых стволах скважин с применением герметизирующего устройства: 1 – лифтовая колонна НКТ, 2 – эксплуатационная колонна, 3 – гидравлический якорь, 4 – пакер-подвеска хвостовика, 5 – самоуплотняющееся герметизирующее устройство, 6 – хвостовик, 7 – заколонный пакер Разработка герметизирующего устройства с заданными техническими характеристиками, а также требования ОАО «НК «Роснефть» к оборудованию для крепления боковых стволов потребовали от специалистов ООО НТЦ «ЗЭРС» и завода ОАО «Тяжпрессмаш» проведения модернизации серийно выпускаемых гидравлических пакер-подвесок ПХЦЗ-102/146, в результате которой проходной канал пакер-подвески был увеличен до диаметра 89 мм.Кроме того, в ООО НТЦ «ЗЭРС», с учетом требований ОАО «НК «Роснефть» к подвескам хвостовика, разработана новая гидромеханическая пакер-подвеска модели ПХГМЦ-102/146-89 с проходным каналом 89 мм (рис. – возможность гидравлического приведения в действие якорного узла до начала цементирования хвостовика; – проверка заякоривания подвески путем разгрузки транспортировочной колонны; – гидравлическое (или механическое) отсоединение установочного инструмента и транспортировочной колонны после цементирования, подъем их на трубу с последующим спуском и разгрузкой на голову подвески для механического приведения в действие пакерного узла. Рис. 3. Гидромеханическая пакер-подвеска типа ПХГМЦ: 1 – установочный инструмент; 2 – пакерный узел; 3 – якорный узел Определенным достоинством конструкции данной подвески является наличие в ее верхней части достаточно длинного патрубка-толкателя, через который передается осевая нагрузка на пакерный узел. Это позволит в дальнейшем разрабатывать, при необходимости, герметизирующие устройства для установки в голове подвески с проходным каналом более 70 мм. В начале 2009 г. ООО НТЦ «ЗЭРС», с учетом требований ОАО «НК «Роснефть» и улучшенных технических характеристик пакер-подвесок моделей ПХЦЗ И ПХГМЦ, разработало герметизирующее устройство модели УГРХ-89/122 (ри |
Учитывая тот факт, что строительство боковых стволов осуществляется, как правило, на старом фонде скважин с изношенными обсадными колоннами, возникает большая вероятность разрывов материнской э/колонны. Все это может привести к большим затратам на последующие ремонтно-изоляционные работы (РИР) в скважине.
2), в которой герметизирующее устройство устанавливается в нижнем переводнике пакер-подвески и при этом защищает от высокого давления не только э/колонну, но и важнейшие узлы пакер-подвески.
3). Отличительными особенностями данной пакер-подвески по сравнению с гидравлическими являются:burneft.ru
Процесс импульсного сигнала бурового раствора с высокой скоростью передачи данных в системе каротажа во время бурения
Мы применили импульсный сигнал бурового раствора для передачи измеренных в скважине параметров в систему каротажа во время бурения (LWD).
Импульсный сигнал бурового раствора с высокой скоростью передачи данных был почти полностью перекрыт шумом, и его было трудно идентифицировать из-за малой длительности импульса, влияния шума накачки и отраженной волны. Мультиразрешение вейвлет-преобразования подходит для шумоподавления сигнала. В этой статье в процессе шумоподавления вейвлет-преобразования мы использовали ряд параметров оценки для выбора оптимальной комбинации параметров для шумоподавления сигнала гидроимпульса. Мы проверили осуществимость алгоритма шумоподавления на основе вейвлет-преобразования, проанализировав и обработав оперативный высокоскоростной импульсный сигнал бурового раствора. Алгоритм декодирования был доступен за счет применения автокорреляции и синхронизации битов. Результаты применения в полевых условиях показали, что алгоритм обработки подходит для обработки сигнала гидроимпульса с высокой скоростью передачи данных.
1. Введение
В системах измерений во время бурения/каротажа во время бурения (MWD/LWD), гидроимпульсная телеметрия, которая обычно передает измеренный в скважине сигнал путем управления движением иглы для мгновенного блокирования потока бурового раствора внутри утяжеленной бурильной трубы [1] , остается наиболее широко используемым и надежным методом передачи данных от скважинных датчиков на поверхность [2].
Однако в Китае для инженерных служб обычно применяется ширина положительного импульса 1,0 с со скоростью передачи около 0,8 бит/с [3]; это может не только удовлетворить требования передачи параметров измерения в реальном времени, но также увеличить время и стоимость бурения.
Уменьшение ширины импульса [4] может эффективно увеличить скорость передачи; однако канал бурового раствора (отверстие трубы, заполненное текущим буровым раствором) вызывает ослабление и дальнейшее искажение передаваемого сигнала [5], что может привести к подавлению сигнала шумом. На рис. 1 показана исходная форма сигнала с шириной импульса 0,8 с и шириной импульса 0,3 с.
Сравнение на рисунке 1 подтвердило, что сигнал с шириной импульса 0,3 с был более искажен шумом, чем сигнал с шириной импульса 0,8 с.
В зависимости от серьезности условий канала обеспечение приема сигнала может быть сложной задачей. Сигналы, принимаемые датчиком давления в наземном трубопроводе, содержат некоторые виды шумов.
1.1. Шумы буровых насосов
Основным источником шума являются колебания давления, вызванные процессом перекачивания бурового раствора. Колебания давления насоса могут составлять всего несколько фунтов на квадратный дюйм с отрегулированными демпферами и могут достигать сотен фунтов на квадратный дюйм (500–600) с неправильными демпферами.
1.2. Шумы при бурении двигателя
Забойный двигатель обычно используется для рулевого управления. Эти шумы, вызванные бурением двигателя, могут варьироваться от нескольких фунтов на квадратный дюйм до сотен фунтов на квадратный дюйм и, как правило, занимают полосу частот ниже ожидаемого шума бурового насоса. Однако «шум» двигателя будет иметь тенденцию быть более случайным, чем шум насоса.
1.3. Другие шумы
Другие шумы включают изменение давления, вызванное границей раздела долото/пласт и т. д. [6].
Можно было подтвердить, что шум канала бурового раствора является сложным и что сигнал ширины импульса с высокой скоростью передачи данных был дополнительно искажен шумом.
Поскольку спектр Фурье может отражать только статистические характеристики сигнала, информационные характеристики сигнала во временной и частотной областях можно наблюдать во временной и частотной областях, соответственно, но комбинация два не могут быть достигнуты. Можно обнаружить, что преобразование Фурье предназначено для интеграции всей временной области и не имеет ни функции локального анализа сигналов, ни информации временной области. Следовательно, невозможно определить соответствующую связь между информацией в определенный момент времени во временной области и определенной частотой в частотном спектре. Таким образом, существует противоречие между локализацией во временной области и в частотной области.
Сигнал, полученный в практических инженерных приложениях, например, сигнал гидроимпульса, часто содержит большое количество нелинейных и нестационарных компонентов, таких как составляющая тренда и мутация. Эти нестационарные компоненты часто отражают важную характеристику сигналов.
Прежде всего, традиционное преобразование Фурье не подходило для обработки импульсного сигнала с высокой скоростью передачи данных.
2. Предлагаемые методы
В этой статье мы предложили алгоритм кодирования и алгоритм обработки сигнала для реализации высокоскоростной передачи гидроимпульсного сигнала.
Блок-схема обработки распознавания сигнала показана на рисунке 2.
Основная функция этой части обнаружения сигнала состоит в том, чтобы гарантировать, что передача данных надежно снижает шумовые составляющие принимаемого сигнала, улучшает отношение сигнал/шум. (SNR) перед синхронным декодированием сигнала и снижает частоту ошибок по битам (BER). Синхронное декодирование сначала находит начальную позицию синхронизации для идентификации данных каждого кадра и параметров передачи, затем декодирует информационные данные в соответствии с алгоритмом синхронизации и декодирования битов Миллера и выводит данные последовательности 0/1 параметров измерения в последнюю очередь.
2.1. Выбор алгоритма кодирования
Скважинный кодированный сигнал должен обладать следующими характеристиками: (1) Его должно быть легко обнаружить и распознать (2) В нем должно быть меньше составляющих постоянного тока (постоянного тока), чтобы избежать зависаний в открытом или закрытом состоянии. закрытое состояние для обеспечения безопасности при бурении
Обычно применяемым алгоритмом кодирования является комбинированный код [7]. В этом алгоритме данные передаются в определенный период времени в соответствии с комбинационным кодом. Этот алгоритм имеет два параметра: количество импульсов M и количество временных интервалов N (т. е. кодирование M -in- N ). Он имеет следующие два преимущества: (1) Потребляемое время и количество импульсов M не изменяются при изменении измеренного двоичного параметра (2) Легко определить, пропущены ли некоторые части импульсного сигнала
Из-за его низкая эффективность, максимальная скорость передачи составляет около 3,14 бит/с, что не может удовлетворить потребность в 5 бит/с при ширине импульса 0,2 с.
Следовательно, нам нужен новый алгоритм кодирования для телеметрии бурового раствора с высокой скоростью передачи данных.
Как типичный тип кода модуляции с фазовой задержкой, код Миллера имеет две характеристики: (1) Он не имеет постоянных составляющих (2) Максимальная ширина составляет 2 T ( T — ширина импульса)
Его правила кодирования следующие [8]: (1) Двоичная «1» в коде сообщения представляется как 10 или 01. (2) Двоичное «0» сообщение в коде делится на следующие два случая: (i ) Одиночный 0, который не перескакивает ни во время символа, ни на соседние символы. (ii) Серия 0, в которой уровень перескакивает на границе двух нулевых символов. Сравнение скорости передачи широко применяемых алгоритмов кодирования с шириной импульса 0,2 с показано в таблице 1. Можно сделать вывод, что скорость передачи кода Миллера выше, чем у любого другого алгоритма кодирования.
2.2. Шумоподавление сигнала на основе вейвлет-преобразования
Вейвлет-преобразование наследует идею кратковременного преобразования Фурье (STFT); то есть размер его окна постоянен, но форма окна может быть изменена.
Преобразование — это метод частотно-временного анализа, который может быть изменен временным и частотным окном. Во временной или частотной области он имеет сильную способность принимать локальные характеристики сигнала из-за его высокого разрешения в низкочастотной части и низкого разрешения в высокочастотной части области [9].] (Таблица 1).
Поэтому вейвлет-преобразование регулярно применяется для шумоподавления сигнала.
В вейвлет-анализе [10] наиболее обсуждаемым функциональным пространством является . представляет собой функциональное пространство, созданное интегральной квадратичной функцией R , как указано в следующем уравнении: .
Последовательность вейвлетов может быть получена путем растяжения и переноса исходных вейвлетов, что может быть описано где и ; a называется коэффициентом расширения, а b называется коэффициентом перевода.
Определяющее уравнение (4) представляет собой непрерывное вейвлет-преобразование, основанное на следующем: доменные функции к двумерным шкалам времени.
Как правило, процесс шумоподавления сигналов с помощью вейвлет-преобразования может быть описан в следующие три этапа [11]: Шаг 1: вейвлет-разложение сигнала, разложение сигнала на вейвлет-основе и уровне разложения Шаг 2: количественная оценка высокого уровня вейвлет-разложения -уровневые коэффициенты по порогу Шаг 3: реконструкция одномерного вейвлета
Используя эти шаги и опираясь на опыт реальных процессов обработки сигналов, мы обнаружили, что выбор параметров обработки шумоподавления на основе вейвлет-преобразования оказал очевидное влияние на результаты шумоподавления.
2.2.1. Выбор уровня разложения и базиса вейвлета
Базисные вейвлет-функции могут быть определены тройкой (j , n , k ), где j = 0, … , J – уровень разложения шкала), n = 0, … , 2 j − 1 – номер узла на текущем уровне, k = 0, … – величина сдвига [12]. Это вейвлет-анализ с множественным разрешением [13].
Для J = 3 дерево узлов его вейвлет-разложения показано на рис. , мы могли бы получить сигнал без шума S1 = A3 + D3 t + D2 t + D1 t .
Однако в процессе шумоподавления более низкие уровни декомпозиции приводили к неэффективному удалению шумовых помех, тогда как более высокие уровни декомпозиции приводили к отфильтровыванию сигнала как шума, поэтому важно выбрать оптимальный уровень декомпозиции при шумоподавлении импульсный сигнал бурового раствора с высокой скоростью передачи данных.
2.2.2. Выбор пороговой функции
Существует два типа пороговых функций: жесткие пороговые значения и мягкие пороговые значения. Недостатком жесткого порога является то, что некоторые точки будут иметь разрывы; мягкий порог делает реконструированный сигнал более гладким, но может вызвать искажение края [14].
В этой статье мы приняли пороговую функцию, разработанную Zhang [15], как показано в следующем уравнении: где u — вейвлет-коэффициент после разложения, порог, а N — нормальное число.
Мы пришли к двум выводам: (1) Когда меньше, его эффект эквивалентен функции жесткого порога (2) Когда N стремится к бесконечности, его эффект эквивалентен функции мягкого порога
Следовательно, результат процесса пороговая функция находится между мягкой и жесткой пороговыми функциями.
2.2.3. Выбор основы вейвлета разложения
По сравнению с преобразованием Фурье базисная функция вейвлета, используемая в вейвлет-анализе, не уникальна. Поэтому анализ одной и той же задачи с использованием другого вейвлет-базиса будет давать разные результаты при обработке сигнала вейвлет-преобразованием [16]. В практических инженерных приложениях эффективно выбирать основу вейвлета, сравнивая эффекты различных основ вейвлета во время фактического процесса сигналов.
2.3. Процесс декодирования
2.3.1. Синхронизация
Мы применили синхронизирующую головку для выравнивания кадра данных и определения того, достоверны данные или нет.
Код Баркера — это группа двоичных кодов со специальным правилом.
Как непериодическая последовательность, она применяется в первую очередь для кадровой синхронизации в системах связи. Его характеристика четкой функции самокорреляции может удобно различать случайную цифровую информацию и может быть легко идентифицирована; его возможность псевдосинхронизации низка [17]. Следовательно, в этой конструкции мы применили код Баркера в качестве синхронной головки.
Алгоритм достиг обнаружения сигнала и синхронизации последовательности путем вычисления автокорреляции [18], и алгоритм может быть описан следующим образом, предполагая, что полученный цифровой сигнал: где обнаруженный сигнал, шум и локальный эталон сигнал; корреляционная функция задается следующим образом: где N — длина опорного сигнала и k = 0, 1, 2, …, N − 1.
Поскольку сигнал и шум не связаны, можно было бы так считать. Когда локальный опорный сигнал был совмещен с принятым сигналом, мы могли получить максимальное значение, и мы реализовали синхронное обнаружение головки на основе вышеописанного алгоритма.
2.3.2. Декодирование
После обнаружения кадровой синхронизации в соответствии с правилами кодирования данные могут быть применены непосредственно для расчета декодирования. Шаги декодирования следующие: Шаг 1: идентифицируйте каждый из пиков и впадин импульсного сигнала, чтобы определить нарастающий и спадающий фронты импульсного сигнала. Шаг 2: непрерывная обратная связь по переднему фронту локального тактового генератора оценки с использованием кольца синхронизации битов [19] для синхронизации локальных тактовых импульсов с принятым сигналом для определения переднего и заднего фронтов точек выборки. Шаг 3: интегрируйте и выгрузите первую половину и вторую половину битов каждого набора выборочных данных, чтобы сравнить знаковые биты результатов. Оценивайте результаты как «1», если они разные, и как «0», если они одинаковые. Шаг 4: проверьте результаты на основе правила кодирования Миллера.
3. Эксперименты
3.1. Критерии оценки результата шумоподавления
На основе реальной практики в этой статье мы протестировали обычно используемый вейвлет-основа на различном уровне разложения, чтобы оценить его эффекты шумоподавления с использованием ряда критериев оценки.
3.1.1. Выбор подходящего вейвлет-основы по рассчитанной корреляции
Мы использовали корреляционную функцию для описания степени корреляции между значениями сигнала x ( t ) и y ( t ) в любое время. Чем больше коэффициент корреляции (меньше 1), тем больше корреляция между x ( t ) и y ( t ).
Во время процесса шумоподавления импульсного сигнала бурового раствора исходный сигнал и сигнал с шумоподавлением. Мы определили оптимальную основу вейвлета, сравнив степень коэффициента корреляции между исходным сигналом и сигналом с шумоподавлением при различных основах вейвлета.
Корреляционная функция и описывается следующим уравнением:
3.1.2. Выбор подходящей основы вейвлета путем оценки способности восстанавливать сигналы
Предполагая, что исходный чистый сигнал имеет размер X , его шумовой сигнал равен , а сигнал после вейвлетного шумоподавления равен , уравнение (6) предлагается в качестве метода вычисления ошибки [ 20]: где , N – длина сигнала, – коэффициент полного отклонения (), – коэффициент предельного отклонения (), + = 1, ρ – коэффициент реконструкции.
В этой статье = = 0,5.
Евклидово расстояние отражает общее отклонение между исходным сигналом и сигналом с шумоподавлением, а также локальное отклонение исходного сигнала и сигнала с шумоподавлением между исходным сигналом и сигналом с шумоподавлением [21].
Значение этой формулы заключается в полном выявлении отклонения между двумя векторами. Чем больше рассчитанное ρ , тем лучше эффект реконфигурации.
3.1.3. Выбор подходящей основы вейвлета по SNR
Предполагая, что исходный чистый сигнал равен X , а сигнал после шумоподавления равен , SNR рассчитывается по следующему уравнению:
3.2. Устранение дрейфа базовой линии
Шум возник также из-за воздействия различных электродвигателей и магнитных полей на поле бурения. Состав сигнала гидроимпульса был сложным, и мы не могли определить, был ли пульс достоверным; поэтому было важно удалить дрейф базовой линии перед процессом декодирования [22]. В этой статье мы применили алгоритм вейвлет-анализа для удаления дрейфа исходной линии исходного гидроимпульсного сигнала [23].
4. Результаты и обсуждение
4.1. Шумоподавление сигнала
На основе этих критериев оценки мы использовали тестовый сигнал для проверки эффекта вейвлет-шумоподавления.
В процессе моделирования учитывается только наложение шума накачки. Тестовый сигнал может почти представлять реальный импульсный сигнал бурового раствора без учета дрейфа базовой линии. Параметры для генерации тестовых сигналов показаны ниже: (1) Смоделированный сигнал: сигнал гидроимпульса со скоростью 3 бит/с, генерируемый системой гидроимпульсов в лабораторных условиях (2) Шум: шум насоса взят из реального бурового поля (3) Частота дискретизации : 2 кГц
Тестовый сигнал показан на рисунке 4; мы подтвердили проблему наложения частот в низкочастотной части сигнала.
В соответствии с критериями оценки в Разделе 3.1, основанными на тестовом сигнале, в этой статье были протестированы 47 наиболее часто используемых видов вейвлет-базиса на разных уровнях декомпозиции. На рисунках 5 и 6 показаны результаты тестирования базиса haar, db8, bior6.
8 и sym8. В таблице 2 показано вычисленное отношение сигнал-шум для сигнала с шумоподавлением на основе db8.
Следующие выводы подтверждаются рисунками 5–8: (1) Базовый результат процесса db8 был близок к bior6.8. (2) Базовый коэффициент Хаара ρ был больше, чем любой другой базис, а его коэффициент корреляции был ниже, чем любой другой базис. (3) Когда уровень разложения был меньше 5, как фактор ρ , так и коэффициент корреляции увеличивались с увеличением уровня разложения, что означало, что эффект шумоподавления увеличивается с увеличением уровня разложения. Результаты, показанные на рисунке 6, подтверждают, что шум не был отфильтрован на уровне 4, хотя некоторый сигнал был отфильтрован как шум на уровне 6. (4) Когда уровень разложения был выше 5, оба коэффициента равнялись 9.0049 ρ , а коэффициент корреляции уменьшался с увеличением уровня разложения, что означало, что эффект шумоподавления уменьшался с увеличением уровня разложения. (5) Когда уровень разложения был меньше 5, ОСШ увеличивается с увеличением уровня разложения, в то время как уровень разложения был выше 5, ОСШ уменьшается с уровнем разложения
Согласно этим анализам, параметры вейвлет-преобразования, используемые для шумоподавления высокоскоростного гидроимпульсного сигнала, были разложены на уровне 5 и на основе db8.
На основании вышеприведенных выводов на рисунке 9 показан фрагмент исходного импульсного сигнала бурового раствора с шириной импульса 0,3 с (3,3 бит/с) в скважине Ying-X нефтяного месторождения XX в Китайской национальной нефтяной корпорации (CNPC). уменьшалась энергия, которая почти полностью закрывалась шумом из-за малой длительности импульса, влияния шума накачки и отраженной волны.
Осциллограмма сигнала с удаленной базовой линией из части сигнала на рисунке 9 показана на рисунке 10.
Результат очищенного от шума сигнала, показанного на рис. 10, с помощью алгоритма показан на рис. 11. В соответствии с частотной областью шумовые помехи исходного импульсного сигнала были отфильтрованы с помощью вейвлет-преобразования.
На основе уравнения (10) рассчитанное отношение сигнал-шум для очищенного от шума сигнала составляет 116,2661 дБ. Результаты испытаний показали, что алгоритм обработки гидроимпульсного сигнала, основанный на вейвлет-преобразовании, обладает хорошей адаптируемостью, достигая ширины импульса 0,3 с по сравнению с шумоподавлением исходного сигнала.
4.2. Синхронизация
В этом эксперименте мы применили 13-битный код Баркера в качестве синхронного заголовка. Последовательность данных была 36 бит; длина данных составила 490 точек выборки после 10 временных извлечений. На рис. 12 показаны результаты синхронизации кадров после извлечения. Четыре точки выборки были 237, 727, 1217 и 1707, длина данных каждого кадра составляла 490, и все точки данных находились на переднем фронте.
4.3. Полевая заявка
Основываясь на приведенном выше алгоритме обработки сигналов, с 2016 года система гидроимпульсов с высокой скоростью передачи данных провела более 8 полевых испытаний в различных условиях на нефтяных месторождениях Чанцин и Цинхай CNPC. В таблице 3 показано значение предустановленных параметров (в шестнадцатеричном формате). Как показано на рисунке 13, система обработки сигналов отфильтровала шум, и в левой его части декодированные данные совпадают с заданным значением.
5. Выводы
В этой статье, направленной на процесс высокоскоростного гидроимпульсного сигнала для получения передаваемой скважинной информации, мы предложили алгоритм обработки сигнала, включающий часть обнаружения и часть декодирования.
В части обнаружения, основываясь на преимуществах характеристик вейвлет-преобразования с разным разрешением при анализе сигналов, мы предложили алгоритм вейвлет-преобразования для шумоподавления высокоскоростных гидроимпульсных сигналов. Путем сравнения коэффициента корреляции и коэффициента реконструкции сигнала до и после шумоподавления мы определили оптимальную комбинацию параметров для шумоподавляющей обработки высокоскоростного гидроимпульсного сигнала и продемонстрировали реализуемость алгоритма, показанного с использованием фактической обработки данных.
В части декодирования, в соответствии с характеристиками кода Баркера и кода Миллера, мы разработали алгоритм декодирования и проверили правильность и выполнимость алгоритма с помощью полевого приложения.
Для реализации более высокой скорости передачи данных (более 10 бит/с), достигаемой непрерывной волной [24], необходимо провести дополнительные исследования алгоритма обработки сигналов двухканальных датчиков для увеличения отношения сигнал-шум.
Доступность данных
Экспериментальные данные, использованные для подтверждения результатов этого исследования, можно получить у соответствующего автора по запросу.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в связи с публикацией данной статьи.
Благодарности
Это исследование проводилось при поддержке подпроекта Национального крупного проекта по науке и технологиям (2017ZX05019-002) Китая, Проекта исследований и разработок RSS CNPC (2019D-4217) и Исследовательской поддержки Китайской нефтегазовой компании (CPL2017- А03).
Copyright © 2020 Yao Liang et al. Это статья с открытым доступом, распространяемая в соответствии с лицензией Creative Commons Attribution License, которая разрешает неограниченное использование, распространение и воспроизведение на любом носителе при условии надлежащего цитирования оригинальной работы.
Bit eCatalog — расшифровка кода сверл для ПК/Mac/Windows 7.8.10 — Скачать бесплатно
Разработчик: Андрей Овчаренко
Лицензия: БЕСПЛАТНО
Рейтинг: 0/5 — голосов
Последнее обновление: 12 февраля 2021 г.
Рекламные ссылки
Сведения о приложении
| Версия | ВВД |
| Размер | ВВД |
| Дата выпуска | 6 сентября 2019 г. |
| Категория | Бизнес-приложения |
Что нового: | |
Описание: | |
Разрешения: | |
Ссылка на QR-код: | |
Надежное приложение: | |
Совместимость с ПК и ноутбуками Windows 7/8/10
Скачать на ПК
Совместимость с Android
Скачать на Android
Посмотреть старые версии
Ищу способ скачать Bit eCatalog — расшифровка кода сверла для Windows 10/8/7 ПК ? Тогда вы находитесь в правильном месте.
Продолжайте читать эту статью, чтобы узнать, как загрузить и установить одно из лучших приложений для бизнеса Bit eCatalog — расшифровка кода бурового долота для ПК.
Большинство приложений, доступных в магазине Google Play или iOS Appstore, созданы исключительно для мобильных платформ. Но знаете ли вы, что по-прежнему можете использовать любое из ваших любимых приложений для Android или iOS на своем ноутбуке, даже если официальная версия для платформы ПК недоступна? Да, у них есть несколько простых трюков, которые вы можете использовать для установки приложений Android на компьютер с Windows и использования их так же, как на смартфонах Android.
Здесь, в этой статье, мы перечислим различные способы Загрузить электронный каталог долот — расшифровка кода бурового долота на ПК в пошаговом руководстве. Итак, прежде чем приступить к делу, давайте посмотрим на технические характеристики Bit eCatalog — расшифровка кода бурового долота.
Электронный каталог долот – расшифровка кода долота для ПК – Технические характеристики
| Наименование | Электронный каталог долот – расшифровка кода долота |
| Установки | 100+ |
| Разработано | Андрей Овчаренко |
Bit eCatalog находится в Playstore категории top09 в Google Play store — расшифровка кода бурового долота.
У него очень хорошие рейтинги и отзывы. В настоящее время Bit eCatalog — расшифровка кода сверла для Windows набрала более 100+ установок приложений и 0 звезд средних совокупных рейтинговых баллов пользователей.
Bit eCatalog — расшифровка кода бурового долота Скачать для ПК Windows 10/8/7 Ноутбук:
Большинство современных приложений разрабатываются только для мобильной платформы. Такие игры и приложения, как PUBG, Subway Surfers, Snapseed, Beauty Plus и т. д., доступны только для платформ Android и iOS. Но эмуляторы Android позволяют нам использовать все эти приложения и на ПК.
Так что даже если официальная версия Bit eCatalog — расшифровка кода долота для ПК недоступна, вы все равно можете использовать ее с помощью эмуляторов. Здесь, в этой статье, мы собираемся представить вам два популярных эмулятора Android для использования 9.0049 Bit eCatalog — расшифровка кода бурового долота на ПК .
Bit eCatalog — расшифровка кода сверла Скачать для ПК Windows 10/8/7 – Способ 1: Bluestacks – один из самых крутых и широко используемых эмуляторов для запуска приложений Android на ПК с Windows.
Программное обеспечение Bluestacks доступно даже для Mac OS. Мы собираемся использовать Bluestacks в этом методе для загрузки и установки Bit eCatalog — расшифровка кода сверла для ПК Windows 10/8/7 Ноутбук . Давайте начнем наше пошаговое руководство по установке.
- Шаг 1 : Загрузите программное обеспечение Bluestacks 5 по ссылке ниже, если вы не установили его ранее — Загрузите Bluestacks для ПК
- Шаг 2 : Процедура установки довольно проста и понятна. После успешной установки откройте эмулятор Bluestacks.
- Шаг 3 : Первоначальная загрузка приложения Bluestacks может занять некоторое время. После его открытия вы сможете увидеть главный экран Bluestacks.
- Шаг 4 : Магазин Google Play предустановлен в Bluestacks. На главном экране найдите Playstore и дважды щелкните значок, чтобы открыть его.
- Шаг 5 : Теперь найдите приложение, которое хотите установить на свой компьютер.
В нашем случае найдите Bit eCatalog — расшифровка кода бурового долота для установки на ПК. - Шаг 6 : После того, как вы нажмете кнопку «Установить», Bit eCatalog — расшифровка кода бурового долота будет автоматически установлена в Bluestacks. Вы можете найти приложение под список установленных приложений в Bluestacks.
В нашем случае найдите Bit eCatalog — расшифровка кода бурового долота для установки на ПК.Теперь вы можете просто дважды щелкнуть значок приложения в bluestacks и начать использовать приложение Bit eCatalog — расшифровка кода сверла на своем ноутбуке. Вы можете использовать приложение так же, как и на своих смартфонах Android или iOS.
Если у вас есть APK-файл, в Bluestacks есть возможность импортировать APK-файл. Вам не нужно заходить в Google Play и устанавливать игру. Однако рекомендуется использовать стандартный метод установки любых приложений для Android.
Последняя версия Bluestacks обладает множеством потрясающих функций. Bluestacks4 буквально в 6 раз быстрее, чем смартфон Samsung Galaxy J7.
Поэтому рекомендуется использовать Bluestacks для установки Bit eCatalog — расшифровки кода бурового долота на ПК. Для использования Bluestacks у вас должен быть ПК с минимальной конфигурацией. В противном случае вы можете столкнуться с проблемами загрузки во время игры в высококлассные игры, такие как PUBG.
Еще один популярный эмулятор Android, который в последнее время привлекает большое внимание, — это MEmu play. Он очень гибкий, быстрый и предназначен исключительно для игровых целей. Теперь мы увидим, как Download Bit eCatalog — расшифровка кода сверла для ПК с Windows 10 или ноутбука 8 или 7 с помощью MemuPlay.
- Шаг 1 : Загрузите и установите MemuPlay на свой ПК. Вот ссылка для скачивания — веб-сайт Memu Play. Откройте официальный сайт и загрузите программное обеспечение.
- Шаг 2 : После установки эмулятора просто откройте его и найдите значок приложения Google Playstore на главном экране Memuplay. Просто дважды нажмите на него, чтобы открыть.
- Шаг 3 : Теперь найдите Bit eCatalog — расшифровка кода бурового долота Приложение в магазине Google Play. Найдите официальное приложение от разработчика Андрея Овчаренко и нажмите кнопку «Установить».
- Шаг 4 : После успешной установки вы можете найти Bit eCatalog — расшифровку кода сверла на главном экране MEmu Play.
Просто дважды нажмите на него, чтобы открыть.MemuPlay — это простое и удобное приложение. Он очень легкий по сравнению с Bluestacks. Поскольку он предназначен для игр, вы можете играть в такие высококлассные игры, как PUBG, Mini Militia, Temple Run и т. д.
Bit eCatalog — расшифровка кода сверла для ПК. Код бурового долота приобрел огромную популярность благодаря простому, но эффективному интерфейсу. Мы перечислили два лучших способа установить электронный каталог
Bit — расшифровка кода сверла на ноутбуке ПК с Windows 9.0298 . Оба упомянутых эмулятора популярны для использования приложений на ПК.
Вы можете воспользоваться любым из этих способов, чтобы получить Bit eCatalog — расшифровку кода сверла для ПК с Windows 10 .На этом мы заканчиваем статью о Электронный каталог долот — расшифровка кода бурового долота Скачать для ПК на этом. Если у вас есть какие-либо вопросы или проблемы при установке эмуляторов или Bit eCatalog — расшифровка кода сверла для Windows , сообщите нам об этом в комментариях. Мы будем рады Вам помочь!
Файлы сверления — Worthington Assembly Inc.
Данные сверления поступают в различных формах. Этот документ помогает нам понять, что такое данные бурения и как правильно импортировать их в GC-Prevue. «М48». По сути, это просто сообщает программе просмотра Gerber, что она просматривает файл сверления Excellon. Excellon является отраслевым стандартом де-факто для форматов файлов сверления.
Будут строки комментариев. Эти строки комментариев не интерпретируются программным обеспечением. Они начинаются с точки с запятой;
Всякий раз, когда встречается точка с запятой, программа игнорирует информацию после нее.
Он предназначен только для чтения людьми, чтобы они могли понять данные. Иногда информация о цветах, форматах, единицах измерения, ведущих или конечных нулях, а также о том, относятся ли данные к металлическим или неметаллическим сквозным отверстиям.
Формат
Данные бурения поступают в различных форматах. Иногда, особенно с данными Altium, формат упоминается в верхней части файла детализации. Это будет что-то вроде «;FILE_FORMAT=4:4». 4:4 представляет целые цифры и точность соответственно. Вы можете настроить их при импорте данных бурения, дважды щелкнув столбец «Формат» для этого конкретного файла.
Единицы измерения
Иногда (не всегда) единицы измерения определяются в заголовке. На нем будет написано «МЕТРИЧЕСКАЯ», «ИМПЕРСКАЯ» или «ДЮЙМОВАЯ». Что-то в этом духе.
T-Code
Это то, что сообщает программе просмотра гербер размер каждого сверла. В начале каждого файла будет список T-кодов.
Они начинаются с заглавной буквы «Т», за ними следует целое число, начиная с 01 и заканчивая тем, сколько различных размеров сверл требуется.
T01C0.0200
T02C0.0236
T03C0.0295
T04C0.0320
T05C0.0354
T06C0.0394
T07C0.0400
T08C0.0413
T09C0.0787
T10C0.1250
The «C» is followed by диаметр инструмента. Единицы измерения могут быть разными. В приведенном выше примере единицей измерения являются дюймы.
T1F00S00C0.2540
T2F00S00C0.3000
T3F00S00C0.3048
T4F00S00C0.3300
T5F00S00C0.4064
T6F00S00S1.80009
F-код
Для скорости подачи. Это действительно важно только для производителей печатных плат, чтобы они могли указать своим машинам, как быстро они должны работать. Нас это в основном не волнует. Но иногда вы будете видеть их в строках T-Code.
T1F00S00C0.2540
T2F00S00C0.3000
T3F00S00C0.3048
T4F00S00C0,3300
T5F00S00C0.
4064
T6F00S00S1.80009. %
. %
. %. %
. %. %
. %. %
. %. %
. %. %
. %.
Координаты X и Y
После заголовка следуют координаты X и Y. Скорее всего, они будут составлять основную часть файла. Они сообщают средству просмотра гербер, где расположены отверстия. Вы увидите указанный T-код, за которым следуют все места, где используется этот конкретный размер сверла (или T-код).
T01
X6500Y4500
X11350Y3900
X12750Y2500
X15000Y2500
X16500Y2500
X17250Y4500
X19500Y4000
X21550Y3450
X23500Y3000
X23500Y4500
X сообщает программному обеспечению, что следующие данные — это X-размер центра отверстия. Y сообщает программному обеспечению, что следующие данные — это Y-размер центра отверстия. После того, как все отверстия для этого конкретного размера сверла будут выполнены, вы увидите следующую ссылку T-кода и новый набор координат X и Y в списке.
T02
X10000Y10000
T03
X13529Y7529
T04
X18000Y13000
X17000Y15000
X19000Y15000
T17000Y15000
X19000Y15000
T17000Y15000
x19000y15000
T05.
00
X19000Y15000
T0595000
.0354 X25000Y8503
X25000Y7125 Существует два способа определения координат X и Y в файлах сверления. Либо абсолютный, либо инкрементный. Абсолютный означает, что каждая координата измеряется в одном и том же месте на доске. Это место называется Work Zero. Инкрементальный означает, что каждая координата измеряется до предыдущей координаты. Если не указано иное, будет использоваться абсолютный режим. Это самое распространенное.
Целые цифры и точность
Данные координат X и Y не содержат десятичных знаков. Поэтому необходимо, чтобы программное обеспечение понимало, какие цифры представляют собой целые числа, а какие — десятичные. В методе 4:4 (4 целых цифры и 4 точных цифры) ваш номер будет выглядеть так:
X00152654Y00031242
В координате X (00152654) первые четыре цифры — целые числа, а последние четыре цифры — десятичные разряды, поэтому координата равна 15,2654 мм. Координата Y будет 3,1242 мм.
Вы заметите, что в этом случае игнорируются нули. Вот где на сцену выходят ведущие и конечные нули.
Начальные и конечные нули
Поскольку десятичные знаки не используются в координатах X и Y, программному обеспечению необходимо интерпретировать, где должны быть эти десятичные знаки. Именно здесь становится важной необходимость определения ведущих и конечных нулей. В координатах X и Y будут нули. Эти нули могут быть либо впереди данных, либо позади данных. Ведущие нули являются наиболее распространенными. Иногда в заголовке будет комментарий, который определяет, используются ли ведущие нули или конечные нули. Найдите «LZ» или «TZ» в строке комментариев в заголовке. Довольно часто «LZ» или «TZ» следуют за комментарием о единицах измерения.
Но если это не определено в заголовке, вам нужно выяснить, что используется. Чтобы понять, что такое начальные и конечные нули, вы должны понимать, сколько цифр используется для указания единиц измерения. Таким образом, если вы используете метод 4:4 и ваши координаты выглядят так:
X00152654Y00031242
, вам нужно указать программному обеспечению, что нули опережают данные.
. %
. %. %
. %. %
. %. %
. %.
Координаты X и Y
После заголовка следуют координаты X и Y. Скорее всего, они будут составлять основную часть файла. Они сообщают средству просмотра гербер, где расположены отверстия. Вы увидите указанный T-код, за которым следуют все места, где используется этот конкретный размер сверла (или T-код).
T01
X6500Y4500
X11350Y3900
X12750Y2500
X15000Y2500
X16500Y2500
X17250Y4500
X19500Y4000
X21550Y3450
X23500Y3000
X23500Y4500
X сообщает программному обеспечению, что следующие данные — это X-размер центра отверстия. Y сообщает программному обеспечению, что следующие данные — это Y-размер центра отверстия. После того, как все отверстия для этого конкретного размера сверла будут выполнены, вы увидите следующую ссылку T-кода и новый набор координат X и Y в списке.
T02
X10000Y10000
T03
X13529Y7529
T04
X18000Y13000
X17000Y15000
X19000Y15000
T17000Y15000
X19000Y15000
T17000Y15000
x19000y15000
T05.
00
X19000Y15000
T0595000
.0354 X25000Y8503
X25000Y7125 Существует два способа определения координат X и Y в файлах сверления. Либо абсолютный, либо инкрементный. Абсолютный означает, что каждая координата измеряется в одном и том же месте на доске. Это место называется Work Zero. Инкрементальный означает, что каждая координата измеряется до предыдущей координаты. Если не указано иное, будет использоваться абсолютный режим. Это самое распространенное.
Целые цифры и точность
Данные координат X и Y не содержат десятичных знаков. Поэтому необходимо, чтобы программное обеспечение понимало, какие цифры представляют собой целые числа, а какие — десятичные. В методе 4:4 (4 целых цифры и 4 точных цифры) ваш номер будет выглядеть так:
X00152654Y00031242
В координате X (00152654) первые четыре цифры — целые числа, а последние четыре цифры — десятичные разряды, поэтому координата равна 15,2654 мм. Координата Y будет 3,1242 мм.
Вы заметите, что в этом случае игнорируются нули. Вот где на сцену выходят ведущие и конечные нули.
Начальные и конечные нули
Поскольку десятичные знаки не используются в координатах X и Y, программному обеспечению необходимо интерпретировать, где должны быть эти десятичные знаки. Именно здесь становится важной необходимость определения ведущих и конечных нулей. В координатах X и Y будут нули. Эти нули могут быть либо впереди данных, либо позади данных. Ведущие нули являются наиболее распространенными. Иногда в заголовке будет комментарий, который определяет, используются ли ведущие нули или конечные нули. Найдите «LZ» или «TZ» в строке комментариев в заголовке. Довольно часто «LZ» или «TZ» следуют за комментарием о единицах измерения.
Но если это не определено в заголовке, вам нужно выяснить, что используется. Чтобы понять, что такое начальные и конечные нули, вы должны понимать, сколько цифр используется для указания единиц измерения. Таким образом, если вы используете метод 4:4 и ваши координаты выглядят так:
X00152654Y00031242
, вам нужно указать программному обеспечению, что нули опережают данные.
. %
. %. %
. %.
Координаты X и Y
После заголовка следуют координаты X и Y. Скорее всего, они будут составлять основную часть файла. Они сообщают средству просмотра гербер, где расположены отверстия. Вы увидите указанный T-код, за которым следуют все места, где используется этот конкретный размер сверла (или T-код).
T01
X6500Y4500
X11350Y3900
X12750Y2500
X15000Y2500
X16500Y2500
X17250Y4500
X19500Y4000
X21550Y3450
X23500Y3000
X23500Y4500
X сообщает программному обеспечению, что следующие данные — это X-размер центра отверстия. Y сообщает программному обеспечению, что следующие данные — это Y-размер центра отверстия. После того, как все отверстия для этого конкретного размера сверла будут выполнены, вы увидите следующую ссылку T-кода и новый набор координат X и Y в списке.
T02
X10000Y10000
T03
X13529Y7529
T04
X18000Y13000
X17000Y15000
X19000Y15000
T17000Y15000
X19000Y15000
T17000Y15000
x19000y15000
T05.
00
X19000Y15000
T0595000
.0354 X25000Y8503
X25000Y7125 Существует два способа определения координат X и Y в файлах сверления. Либо абсолютный, либо инкрементный. Абсолютный означает, что каждая координата измеряется в одном и том же месте на доске. Это место называется Work Zero. Инкрементальный означает, что каждая координата измеряется до предыдущей координаты. Если не указано иное, будет использоваться абсолютный режим. Это самое распространенное.
Целые цифры и точность
Данные координат X и Y не содержат десятичных знаков. Поэтому необходимо, чтобы программное обеспечение понимало, какие цифры представляют собой целые числа, а какие — десятичные. В методе 4:4 (4 целых цифры и 4 точных цифры) ваш номер будет выглядеть так:
X00152654Y00031242
В координате X (00152654) первые четыре цифры — целые числа, а последние четыре цифры — десятичные разряды, поэтому координата равна 15,2654 мм. Координата Y будет 3,1242 мм.
Вы заметите, что в этом случае игнорируются нули. Вот где на сцену выходят ведущие и конечные нули.
Начальные и конечные нули
Поскольку десятичные знаки не используются в координатах X и Y, программному обеспечению необходимо интерпретировать, где должны быть эти десятичные знаки. Именно здесь становится важной необходимость определения ведущих и конечных нулей. В координатах X и Y будут нули. Эти нули могут быть либо впереди данных, либо позади данных. Ведущие нули являются наиболее распространенными. Иногда в заголовке будет комментарий, который определяет, используются ли ведущие нули или конечные нули. Найдите «LZ» или «TZ» в строке комментариев в заголовке. Довольно часто «LZ» или «TZ» следуют за комментарием о единицах измерения.
Но если это не определено в заголовке, вам нужно выяснить, что используется. Чтобы понять, что такое начальные и конечные нули, вы должны понимать, сколько цифр используется для указания единиц измерения. Таким образом, если вы используете метод 4:4 и ваши координаты выглядят так:
X00152654Y00031242
, вам нужно указать программному обеспечению, что нули опережают данные.
.
Координаты X и Y
После заголовка следуют координаты X и Y. Скорее всего, они будут составлять основную часть файла. Они сообщают средству просмотра гербер, где расположены отверстия. Вы увидите указанный T-код, за которым следуют все места, где используется этот конкретный размер сверла (или T-код).
T01
X6500Y4500
X11350Y3900
X12750Y2500
X15000Y2500
X16500Y2500
X17250Y4500
X19500Y4000
X21550Y3450
X23500Y3000
X23500Y4500
X сообщает программному обеспечению, что следующие данные — это X-размер центра отверстия. Y сообщает программному обеспечению, что следующие данные — это Y-размер центра отверстия. После того, как все отверстия для этого конкретного размера сверла будут выполнены, вы увидите следующую ссылку T-кода и новый набор координат X и Y в списке.
T02
X10000Y10000
T03
X13529Y7529
T04
X18000Y13000
X17000Y15000
X19000Y15000
T17000Y15000
X19000Y15000
T17000Y15000
x19000y15000
T05.
X19000Y15000
T0595000
.0354 X25000Y8503
X25000Y7125
Существует два способа определения координат X и Y в файлах сверления. Либо абсолютный, либо инкрементный. Абсолютный означает, что каждая координата измеряется в одном и том же месте на доске. Это место называется Work Zero. Инкрементальный означает, что каждая координата измеряется до предыдущей координаты. Если не указано иное, будет использоваться абсолютный режим. Это самое распространенное.
Целые цифры и точность
Данные координат X и Y не содержат десятичных знаков. Поэтому необходимо, чтобы программное обеспечение понимало, какие цифры представляют собой целые числа, а какие — десятичные. В методе 4:4 (4 целых цифры и 4 точных цифры) ваш номер будет выглядеть так:
X00152654Y00031242
В координате X (00152654) первые четыре цифры — целые числа, а последние четыре цифры — десятичные разряды, поэтому координата равна 15,2654 мм. Координата Y будет 3,1242 мм.
Вы заметите, что в этом случае игнорируются нули. Вот где на сцену выходят ведущие и конечные нули.
Начальные и конечные нули
Поскольку десятичные знаки не используются в координатах X и Y, программному обеспечению необходимо интерпретировать, где должны быть эти десятичные знаки. Именно здесь становится важной необходимость определения ведущих и конечных нулей. В координатах X и Y будут нули. Эти нули могут быть либо впереди данных, либо позади данных. Ведущие нули являются наиболее распространенными. Иногда в заголовке будет комментарий, который определяет, используются ли ведущие нули или конечные нули. Найдите «LZ» или «TZ» в строке комментариев в заголовке. Довольно часто «LZ» или «TZ» следуют за комментарием о единицах измерения.
Но если это не определено в заголовке, вам нужно выяснить, что используется. Чтобы понять, что такое начальные и конечные нули, вы должны понимать, сколько цифр используется для указания единиц измерения. Таким образом, если вы используете метод 4:4 и ваши координаты выглядят так:
X00152654Y00031242
, вам нужно указать программному обеспечению, что нули опережают данные.