NO313896B1 - FremgangsmÕte og anordning for detektering av avleiringer i et rör - Google Patents
FremgangsmÕte og anordning for detektering av avleiringer i et rör Download PDFInfo
- Publication number
- NO313896B1 NO313896B1 NO20021439A NO20021439A NO313896B1 NO 313896 B1 NO313896 B1 NO 313896B1 NO 20021439 A NO20021439 A NO 20021439A NO 20021439 A NO20021439 A NO 20021439A NO 313896 B1 NO313896 B1 NO 313896B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipeline
- heat flux
- deposit
- thermal gradient
- zone
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims abstract description 45
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 15
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 12
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 7
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 3
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 230000005678 Seebeck effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
- G01B21/00—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant
- G01B21/02—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant for measuring length, width, or thickness
- G01B21/08—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant for measuring length, width, or thickness for measuring thickness
- G01B21/085—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant for measuring length, width, or thickness for measuring thickness using thermal means
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
- F17D3/01—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of a product
Description
Område for oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og installasjon for å detektere en avleiring som kan dannes på innsiden av et fluid-transporterende rørledning, slik det er angitt i innledningen i krav 1 og 8, respektive.
En foretrukket applikasjon av oppfinnelsen består i å unngå risikoen for klogging i fluidtransportrørledninger, og spesielt i rørledninger for transport av multifase petroleumsfluider.
Det er kjent at slike multifase petroleumsfluider kan føre til dannelse av en faststoffase såsom hydrater, parafiner, asfaltener eller andre mineralavleiringer. Faststof-fasen kan avleires ved én eller flere lokalisasjoner i rørledninger, og dermed redusere gjennomstrømningsraten i en slik grad at hydrokarbontransporten forstyrres fullstendig.
Dagens økonomiske forhold påskynder driftsselskapene til i vesentlig grad å redusere investerings- og drifts-kostnader, spesielt ved forbedret kontroll og ved å søke å eliminere en hver risiko for at en slik faststoffase avleires, både i prosessinstallasjoner og i installasjoner for transport av hydrokarboner.
Bakgrunn og teknikkens stilling
I et forsøk på å avhjelpe•problemet av en slik faststoffaseavleiring på innsiden av en hydrokarbontran-sportrørledning, er det frembragt løsninger for anvendelse av preventive løsninger, hvor én av disse består i å til-sette inhibitorer som er egnet for transport av slike hydrokarboner på en mere-eller mindre systematisk basis. En annen teknikk består i en regelmessig utførelse av skrape-operasjoner på innsiden av rørledninger som en forholds-regel. Slike teknikker, som ofte også kombineres, er kostbare og er ikke helt tilfredsstillende, delvis på grunn av vanskelighetene involvert i planlegging av disse. Dersom operasjonen med skraping og/eller tilsetning av inhibitoriske midler er dårlig planlagt, oppstår det dermed problemer assosiert med: produksjon tapes p.g.a. at rørledningene tettes, sikkerhet, med risiko for ulykker assosiert med at det kommer en hydratplugg, eller feil på driftsventiler, eller med restartingsenheter som har blitt blokkert med geldannelse, og • av råmaterialer med høyt parafininnhold, og med kommersielle markeder som tapes p.g.a. at man ikke klarer å oppnå salgskontraktsbetingelser p.g.a. at produksjonen stoppes.
Slike preventive teknikker er spesielt kostbare, mangler reelle data som vedrører avleiringsmengde som allerede har blitt dannet på innsiden av en rørledning, slik at skraping utføres ved intervaller som er svært nær sammen og/eller inhibitoriske tilsetningsstoffer tilsettes i mengder som er større enn nødvendig. I et forsøk på å avhjelpe disse ulemper, har det blitt foretatt studier for å forbedre kunnskap om betingelsene hvor under fastfase-faser (hydrater, parafiner, og asfaltena) dannes innen en multifasestrøm. Disse forsøk søker å utvikle modeller for å predikere avleiringsprofiler langs en rørledning, eller faktisk også å forbedre inhibitorstilsetningsstoffene som er egnet for å muliggjøre transport av "vanskelige råstoffer".
En annen type teknikker som for tiden er dårlig utviklet vedrører søking for å måle kvantum avleiring som
har blitt dannet på innsiden av en rørledning. I et forsøk på å oppnå et reelt mål på mengden av avleiring som kan ha blitt dannet på innsiden av en rørledning så har det blitt
foreslått å installere måleutstyr og indre inspeksjons-utstyr på innsiden av en rørledning, eller å introdusere, slikt utstyr inn i en rørledning. Imidlertid vil en slik teknikk nødvendigvis forstyrre strømningen, og det er ikke sikkert at den kan utføre målinger kontinuerlig eller gi målinger som er pålitelige. På samme måte har det blitt foreslått å utføre målinger av kvantum avleiring ved hjelp av ultralyddetektorer. Det fremgår imidlertid at den akustiske impedans av en avleiring og av hydrokarboner som transporteres er i hovedsak identisk, og en slik teknikk er derfor ikke særlig pålitelig.
Det eksisterer således et behov for en teknikk som gjør det mulig, ved utvalgte punkt i en rørledning, å detektere en avleiring eller å måle tykkelsen på enhver slik avleiring som kan foreligge på innsiden av en fluid-transporterende rørledning, uavhengig av om fluidet er væske og/eller gassformig, hvor nevnte teknikk ikke for-styrrer gjennomstrømningen, og ikke er instrusiv, mens den samtidig er enkel og effektiv.
Sammendrag av oppfinnelsen
For å oppnå et slikt formål frembringes det ved foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å detektere en avleiring som kan dannes på innsiden av en fluid— transporterende rørledning. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen omfatter: påføre en termisk gradient til minst én "aktiv" sone på ytteroverflaten av rørledningen, måle varmefluks i minst én sone av utsideoverflaten av rørledningen som er posisjonert ved en gitt avstand fra den aktive sone i vurdering av lengden av rørledningen, og • når varmefluksen korresponderende i det minste delvis til den påførte termiske gradient og overført av rørledningen overstiger en forutbestemt terskelverdi som indikerer nærvær av en avleiring på innsiden av rørled-ningen .
I en fordelaktig implementering søker en ved oppfinnelsen også å kunne bestemme tykkelsen på avleiringen ved å sammenligne den målte varmefluks med varmefluksen målt under et kalibreringstrinn.
Ved den foreliggende oppfinnelse søker en også å tilveiebringe en installasjon for å implementere fremgangsmåten for detektering av avleiring som kan dannes på innsiden av en fluid-transporterende rørledning. I samsvar med oppfinnelsen omfatter installasjonen: • minst én produksjonskilde for å produsere en termisk gradient, idet kilden monteres på en "aktiv" sone på ytter-sideoverf laten av rørledningen, minst én målesensor for å måle varmefluks, idet sensoren er innrettet for montering på en sone på yttersideoverflaten av rørledningen posisjonert relativt i forhold til den aktive sone i en gitt avstand ved vurdering av lengden av rørledningen, og • regulerings- og monitoreringsmiddel tilkoblet til produksjonskilden og til målesensoren, og tilpasset for å detektere når varmefluksen korresponderende i det minste delvis til den påførte termiske gradient og transmittert av rørledningen overstiger en forutbestemt terskelverdi som er indikativ på nærvær av en avleiring på innsiden av rørled-ningen .
Forskjellige andre karakteristika fremkommer fra den påfølgende beskrivelse, med henvisning til de medfølgende figurer, som viser utførelser og implementeringer av oppfinnelsen som ikke-begrensende eksempler.
Kort beskrivelse av figurene
Fig. 1 er et diagramatisk riss som viser en utførelse av en detekteringsinstallasjon i samsvar med oppfinnelsen. Fig. 2 er en kurve som viser påført termisk gradient som en funksjon av tid. Fig. 3 er en kurve som viser målt varmeflukssignal som en funksjon av tid i nærvær og i fravær av en avleiring på innsiden av rørledningen.
Beste utførelse for oppfinnelsen
Som det fremgår mer klart i fig. 1, er installasjonen 1 ifølge oppfinnelsen tilpasset for å detektere en avleiring, i generell betydning, som kan dannes på innsiden av en fluid-transporterende rørledning 2, spesielt en rørledning for transport av petroleum. På konvensjonell måte så er det en risiko for at det ved transport av multifase petroleumsfluider dannes avleiringer eller av faststoffase såsom hydrater, parafiner, asfaltena, eller mineralavleiringer, på innsiden av rørledningen, som representert diagramatisk med referanse D.
I samsvar med oppfinnelsen omfatter installasjonen 1 minst én kilde 3 for å produsere en termisk gradient G. En slik produksjonskilde 3 er for montering i en "aktiv" sone Za på yttersideoverflaten av rørledningen 2. Det skal vurderes at kilden 3 avgir eller ekstraherer en bestemt mengde varme over en valgt sone av rørledning 2 ved hjelp av ethvert egnet middel. F. eks. kan mengden varme avgitt til rørledningen 2 produseres med Joule-effekten, Pelletier-effekten eller Seebeck-effekten. I én utførelse kan kilden 3 som produserer en termisk gradient, bestå av et fleksibelt bånd som inkluderer tekniske middel for å påføre den termiske gradient. Et slikt bånd kan enten være tilpasset på rørledningen 2 under den termiske isolasjon eller belegging som generelt omgir petroleumsprodukt-transportrørledninger, eller den kan integreres direkte på rørledningen idet den omstilles.
Produksjonskilden 3 er tilkoblet via en forbindelse 4 til kontroll og prosesseringsmiddel 5 tilpasset for å kontrollere mengden varme som påføres og tidslengden den forsynes. I én utførelse som er vist mer spesielt i fig. 2 appliseres temperaturgradienten G i en valgfritt regulær bestemt syklus som har perioder hvorunder den termiske gradient påføres og mellom dette så har den perioder hvor et zero eller et motsatt signal eller termisk gradient forsynes.
Det skal også vurderes at den termiske gradient G forsynes over en aktiv sone Za av rørledningen 2 i større eller mindre grad i lengderetningen av rørledningen. På samme måte kan den aktive sone Za utgjøre hele omkretsen av rørledningen 2. Naturlig, spesielt med rørledninger med stor diameter, kan det besørges forsyning av den termiske gradient over et flertall forutbestemte angulære sektorer av omkretsen av rørledningen.
Installasjonen 1 av oppfinnelsen omfatter også minst én sensor 7 for å måle varmefluks F og som er tiltenkt for å monteres på en sone Zm på ytteroverflaten av rørledningen 2 som er posisjonert i en gitt avstand fra den aktive sone Za i lengderetningen av rørledningen 2. Denne "måle"-sone Zm for å måle varmefluks er således posisjonert ved en forutbestemt avstand fra den aktive sone Za langs den langsgående akse A av en slik rørledning. Med andre ord er produksjonskilden 3 og målesensoren 7 posisjonert på to forskjellige vinkelrette seksjoner av rørledningen 2. Det skal fremgå at målesensoren 7 kan installeres oppstrøms eller nedstrøms fra kilden 3 i forhold til fluidets strøm-ningsretning på innsiden av rørledningen.
Varmefluks-målesensoren 7 er montert for å måle varme-utveksling (dvs. watt per kvadratcentimeter (W/cm<2>)) mellom rørledningen 2 og fluidstrømmen på innsiden av rørled-ningen. Det skal observeres at målesensoren 7 er tilpasset til å være termisk transparent idet avleiringsproblemer er intimt relatert til temperaturverdier målt i periferien av rørledningen 2. Med andre ord, målesensoren 7 er tilpasset for å unngå lokalt modifisering av temperaturprofilen på utsiden av rørledningen 2. Videre, gitt det faktum at råoljetransportrørledninger 2 er generelt termisk isolerte med isolasjon eller belegging, er en målesensor 7 install-ert under en slik isolasjon, for å unngå forandring i den termiske omgivelse for rørledningen.
I én utførelse omfatter en slik sensor 7 for å måle
varmefluks et fleksibelt bånd såsom et neoprenbånd som har én eller flere fluks-målere monterte på for å distribueres rundt omkretsen av rørledningen. Når et fluksmeter monteres
på en gitt sektor av rørledningen kan den måle varmeutbytt-ing mellom fluidet som transporteres og.nevnte sone i rør-ledningen. Et slikt bånd kan enten tilpasses på rørledning-en 2 under den termisk isolerende isolasjon, eller kan ellers integreres direkte i rørledningen under framstill-ingen derav. En slik målesensor 7 kan også inkludere en probe for å måle utside overflatetemperaturen i rørled-ningen 2.
Målesensoren 7 er tilkoblet til kontroll- og prosessormiddel 5 via en forbindelse 8 av enhver type. Kontroll- og prosessormiddel 5 er tilpasset som en funksjon av den forsynte termiske gradient og av den målte varmefluks for å bestemme om en avleiring D foreligger på innsiden av rørledningen 2, ved anvendelse av fremgangsmåten beskrevet nedenfor.
Installasjonen 1 beskrevet ovenfor anvendes som følger.
Kontroll- og prosessormiddel 5 anvender kilden 3 for å forsyne en termisk gradient G til den aktive sone Za av rørledning 2. Den påførte termiske gradient G kontrolleres både i effekt og i tid slik at den på identifiserbar måte kan sammenlignes med enhver termisk variasjon som kan skyldes omgivelsen på utsiden av rørledningen eller av fluidet den transporterer. Spesielt tar den påførte termiske gradient hensyn til avstanden mellom kilden 3 og målesensoren 7. F. eks. påføres den termiske gradient syklisk. Et eksempel som viser en mulig form for påført termisk gradient G er gitt i fig. 2.
I det minste etter at den termiske gradient G har blitt forsynt, anvender kontroll- og prosessormiddel 5 sensoren 7 for å måle varmefluks i en sone Zm på ytter-sideoverf laten som er posisjonert i en avstand fra den aktive sone Za. I fravær av en avleiring på innsiden av rørledningen 2, sendes den injiserte termiske gradient omtrent fullstendig til fluidet som transporteres i rørledningen 2. Gitt avstanden mellom målesensoren 1 og kilden 3 som produserer den termiske gradient, så er varmefluksen detektert i målesonen Zm praktisk talt ikke målbar. Et eksempel på en varmeflukssignal F-|_ for en rørledning 2 som ikke har noen avleiring er vist i fig. 3.
Når en avleiring D foreligger på innsiden av rørled-ningen 2 gir avleiringen termisk isolasjon mellom rør-ledningen 2 og det transporterte fluid. Den termiske gradient injisert via den aktive sone Za transmitteres ikke til fluidet, men sendes i hovedsak direkte til strukturen av rørledningen 2 selv. Varmefluksen overføres således til målesonen Zm i målesensoren 7. Et eksempel på varme-flukssignalet F2 som målt ved avleiring D foreligger på innsiden av rørledningen, er vist i fig. 3. Denne målte termiske gradient korresponderer, idet minste delvis til det som er påført og transmittert av rørledningen 2.
Verdien på den målte varmefluks sammenlignes med en bestemt terskelverdi som er representativ for nærvær av en avleiring D på innsiden av rørledningen 2. Dersom den målte varmefluksverdi når eller, overstiger denne terskelverdi, da indikerer kontroll- og prosessormiddel 5 nærvær av en slik avleiring ved et egnet middel, f. eks. i form av et kart, og/eller et lyssignal, en melding, etc.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen søker således å forsyne en termisk gradient til minst én ytterside over-flatesone av rørledningen og å måle varmefluksen ved en gitt avstand fra den appliserte sone, idet minste mens nevnte termiske gradient forsynes, for dermed å bestemme om varmen som defunderer inn i fluidet (ingen avleiring) eller transmitteres av rørledningen (en avleiring foreligger som virker som termisk isolering). Således, idet en avleiring D foreligger, så eksisterer det en koalasjon mellom forsyning av en termisk gradient og forekomst av en varmefluks ved en gitt avstand fra appliseringspunktet. Det fremgår at ved anvendelse av en serie fluksmålere, hvert assosiert med en respektiv sektor i omkretsen av rørledningen, så blir det mulig å oppnå målinger som tar hensyn til forskjellige gjennomstrømningsregimer som kan forekomme for et fluid som omfatter en væskefase og en gassig fase. I tillegg, ved anvendelse av et flertall fluksmetere i en avstand fra hverandre så er det mulig å detektere nærvær av en avleiring for hver av målesonene assosiert med et respektiv fluksmeter.
I en fordelaktig utførelse så gjør oppfinnelsen ifølge foreliggende søknad det også mulig å bestemme tykkelsen på
en slik avleiring D ved å sammenligne de målte varmeflukser med varmefluksen målt i løpet av et kalibreringstrinn. I en bestemt utførelse kan toppverdiene for den målte varmefluks detekteres for å muliggjøre sammenligning av denne topp-til-topp-verdi av signalene til terskelverdien i noe som indikerer en avleiring foreligger på innsiden av rørled-ningen.
Industriell appliserbarhet
Den foreliggende oppfinnelse gjør det således mulig å detektere nærvær av en faststoffase eller en avleiring på innsiden av en rørledning, og også for å måle tykkelsen av slik en avleiring. Slik detektering eller måling kan utføres enkelt ved å montere målesensoren 7 og varmeproduk-sjonskilden på forskjellige'typer fleksible eller rigide rørledninger, og utfører dette på' enten en integrert måte eller på en tilpasset måte. Slik montering kan forsynes til fluid-transporterende rørledninger, spesielt til offshore-rørledninger lokalisert ved større dybder. Naturlig kan kontroll- og prosessormiddel 5 enkelt være i en avstand fra rørledningen 2 ved å anvende forbindelser 4, 8. Videre kan slik en installasjon kombineres med andre teknikker for å måle mengden av en avleiring, f. eks. en vibrasjonsteknikk som forklart i patentsøknad FR 2 754 898.
Claims (12)
1. En fremgangsmåte for å detektere en avleiring (D) som kan dannes på innsiden av et fluid-transporterende rørledning (2) karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter: • forsyne en termisk gradient (G) til minst én "aktiv" sone (Za) på yttersideoverflaten av rørledningen, • måle varmefluksen (F) i minst én sone (Zm) på yttersideoverflaten av rørledningen som er posisjonert i en gitt avstand fra den aktive sone ved vurdering av lengden av rørledningen, og • detektere når varmefluksen korresponderer i det minste delvis til det påførte termiske gradient og transmittert av rørledningen overstiger en forutbestemt terskelverdi som er indikativ på nærvær av en avleiring på innsiden av rørledningen.
2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at den består i å forsyne en termisk gradient (G) i en forutbestemt syklus.
3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1 eller 2, karakterisert ved at den omfatter forsyning av en termisk gradient (G) i en aktiv sone (Za) som utgjør en omkrets av rørledningen.
4. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-3, karakterisert ved at den omfatter forsyning av en termisk gradient (G) med en varmeproduk-sjonskilde (3) tilpasset eller integrert i rørledningen.
5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at den omfatter måling av varmefluks (F) ved én eller 'flere sektorer i en omkrets av rørledningen.
6. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1 eller krav 5, karakterisert ved at den består av å måle varmefluksen (F) ved hjelp av en varmeflukssensor (7) tilpasset til, eller integrert i rørledningen.
7. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at den består i å bestemme tykkelsen av avleiringen (D) ved å sammenligne den målte varmefluks med varmefluksen målt under et kalibreringstrinn.
8. Installasjon og implementering av en fremgangsmåte ifølge krav 1, for å detektere en avleiring (D) som kan dannes på innsiden av en fluid-transporterende rørledning (2), karakterisert ved at installasjonen omfatter: • minst én produksjonskilde (3) for å produsere en termisk gradient (G), hvor kilden er innrettet for montering på en "aktiv" sone (Za) på yttersideoverflaten av rørledningen, • minst én målesensor (7) for å måle varmefluks (F), idet sensoren er tilpasset for montering på en sone (Zm) på yttersideoverflaten av rørledningen posisjonert i forhold til den aktive sone inngitt avstand ved vurdering av lengden av rørledning, og • kontroll- og monitoreringsmiddel (5) tilkoblet til produksjonskilden (3) og målesensoren (7) og tilpasset for å detektere når varmefluksen korresponderende i det minste delvis til det påførte termiske gradient og transmittert av rørledningen overstiger en forutbestemt terskelverdi som indikerer nærvær av en avleiring på innsiden av rørled-ningen.
9. Installasjon i samsvar med krav 8, karakterisert ved' at monitoreringsmidlet (5) omfatter middel for å bestemme tykkelsen på avleiringen ved å sammenligne den målte varmefluks og varmefluksen målt under et kalibreringstrinn.
10. Installasjon i samsvar med krav 8 eller 9, karakterisert ved at kontroll- og monitoreringsmiddel (5) omfatter middel for å detektere toppverdier av det målte varmeflukssignal slik at topp-til-topp verdien av signalet kan sammenlignes med terskelverdien som indikerer nærvær av en avleiring på innsiden av rørledningen.
11. Installasjon i samsvar med krav 8, karakterisert ved at produksjonskilden (3) for å produsere en varmegradient er i form av et fleksibelt bånd tilpasset til, eller integrert i rørledningen.
12. Installasjon i samsvar med krav 8, karakterisert ved at målesensoren for å måle varmefluksen (7) er dannet av et fleksibelt bånd utstyrt med én eller flere fluksmålere og tilpasset til, eller integrert i rørledningen.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9912531A FR2799261B1 (fr) | 1999-10-01 | 1999-10-01 | Procede et dispositif pour la detection ou la mesure par flux thermique, d'un depot susceptible de se former dans une canalisation de transport d'un fluide |
| PCT/FR2000/002670 WO2001025680A1 (fr) | 1999-10-01 | 2000-09-27 | Procede et dispositif pour la detection d'un depot dans un conduit |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20021439D0 NO20021439D0 (no) | 2002-03-22 |
| NO20021439L NO20021439L (no) | 2002-05-29 |
| NO313896B1 true NO313896B1 (no) | 2002-12-16 |
Family
ID=9550685
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20021439A NO313896B1 (no) | 1999-10-01 | 2002-03-22 | FremgangsmÕte og anordning for detektering av avleiringer i et rör |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6886393B1 (no) |
| EP (1) | EP1216380B1 (no) |
| AT (1) | ATE402371T1 (no) |
| AU (1) | AU7532200A (no) |
| BR (1) | BR0014419A (no) |
| CA (1) | CA2386354C (no) |
| DE (1) | DE60039613D1 (no) |
| FR (1) | FR2799261B1 (no) |
| NO (1) | NO313896B1 (no) |
| WO (1) | WO2001025680A1 (no) |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040059505A1 (en) * | 2002-08-01 | 2004-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Method for monitoring depositions onto the interior surface within a pipeline |
| DE102005038870B3 (de) * | 2005-08-17 | 2007-03-22 | Daniel Dipl.-Ing. Goll (FH) | Verfahren und Vorrichtung zur Detektion eines Belages |
| US20070189356A1 (en) * | 2006-02-13 | 2007-08-16 | Jonathan Pettit | Exhaust buildup monitoring in semiconductor processing |
| FR2900459B1 (fr) * | 2006-04-27 | 2008-11-28 | Inst Francais Du Petrole | Methode de suivi de l'epaisseur d'un depot dans une conduite |
| US20080273572A1 (en) * | 2006-06-02 | 2008-11-06 | James Madison University | Thermal detector for chemical or biological agents |
| US8360635B2 (en) * | 2007-01-09 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for using one or more thermal sensor probes for flow analysis, flow assurance and pipe condition monitoring of a pipeline for flowing hydrocarbons |
| US7523648B2 (en) * | 2007-02-14 | 2009-04-28 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for solids deposition and analysis |
| NO334539B1 (no) * | 2007-10-19 | 2014-03-31 | Statoilhydro Asa | Fremgangsmåte for voksfjerning |
| US20090188645A1 (en) * | 2008-01-28 | 2009-07-30 | Intec, Inc | Tube fouling monitor |
| US8109161B2 (en) * | 2008-02-27 | 2012-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatus for monitoring deposit formation in gas systems |
| WO2009135504A1 (de) * | 2008-05-07 | 2009-11-12 | Siemens Aktiengesellschaft | Einrichtung und verfahren zur detektion von ablagerungen |
| DE102008064038A1 (de) | 2008-12-22 | 2010-07-01 | Ksb Aktiengesellschaft | Vorrichtung und Verfahren zur Detektion von Belägen |
| NO332832B1 (no) * | 2009-01-30 | 2013-01-21 | Statoil Asa | Fremgangsmate for a male tykkelsen av avsetninger |
| NL2003853C2 (nl) * | 2009-11-23 | 2011-05-24 | Sonder Food Systems B V | Inrichting voor het pasteuriseren van een massa voedingswaar. |
| WO2012011831A1 (en) | 2010-07-20 | 2012-01-26 | Siemens Aktiengesellschaft | System and method for determination of desposits in multi-phase fluid flow |
| WO2012035483A2 (en) * | 2010-09-15 | 2012-03-22 | Csir | Monitoring of slurry flow conditions in a pipeline |
| RU2445545C1 (ru) * | 2011-02-17 | 2012-03-20 | Артур Маратович Галимов | Способ определения объема отложений в трубопроводе |
| DE102011080415A1 (de) * | 2011-08-04 | 2013-02-07 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Verfahren zum Detektieren einer Belagsbildung oder einer Abrasion in einem Durchflussmessgerät |
| FR3036634B1 (fr) | 2015-05-27 | 2017-07-07 | Technip France | Couverture amovible destinee a etre disposee en regard d'une conduite de transport de fluide immergee dans une etendue d'eau, ensemble d'intervention et procede associes |
| RU2620986C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-05-30 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина" | Способ определения толщины плоского слоя |
| US10295489B2 (en) * | 2016-09-12 | 2019-05-21 | Ecolab Usa Inc. | Deposit monitor |
| WO2018156149A1 (en) * | 2017-02-24 | 2018-08-30 | Ecolab Usa Inc. | Thermoelectric deposit monitor |
| US10816285B2 (en) | 2017-02-24 | 2020-10-27 | Ecolab Usa Inc. | Thermoelectric deposit monitor |
| US20180306216A1 (en) * | 2017-04-24 | 2018-10-25 | Sensus Spectrum, Llc | Flow Conditioners for Use Normalizing Flow in Meters and Related Systems |
| RU181217U1 (ru) * | 2017-10-24 | 2018-07-06 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Устройство для исследования динамики выпадения парафинов |
| JP7006766B2 (ja) * | 2018-02-28 | 2022-01-24 | 富士通株式会社 | 配管診断方法、配管診断装置、及び配管診断システム |
| US10760742B2 (en) | 2018-03-23 | 2020-09-01 | Rosemount Inc. | Non-intrusive pipe wall diagnostics |
| RU2733558C2 (ru) * | 2018-10-31 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения объема и интервала отложений в трубопроводе |
| US11953458B2 (en) | 2019-03-14 | 2024-04-09 | Ecolab Usa Inc. | Systems and methods utilizing sensor surface functionalization |
| CN110410677B (zh) * | 2019-06-18 | 2021-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种在线结垢评价装置 |
| JP7401874B2 (ja) * | 2020-03-31 | 2023-12-20 | 横河電機株式会社 | 推定システム、推定装置及び推定方法 |
| KR20230069149A (ko) * | 2020-09-18 | 2023-05-18 | 와틀로 일렉트릭 매뉴팩츄어링 컴파니 | 유체 흐름 도관 내 침전물의 존재를 검출하는 시스템 및 방법 |
| RU2744070C1 (ru) * | 2020-09-21 | 2021-03-03 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Поволжский государственный университет телекоммуникаций и информатики" | Способ контроля наличия воды и/или ила в канале междугородной кабельной канализации волоконно-оптической линии передачи |
| CN112377716B (zh) * | 2020-09-24 | 2022-05-20 | 宁波市鄞州世纪耀达市政建设有限公司 | 一种管道非开挖修复方法及其装置 |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2404474A (en) * | 1944-11-29 | 1946-07-23 | Universal Oil Prod Co | Apparatus for measuring carbonaceous deposits |
| US3229499A (en) * | 1963-12-23 | 1966-01-18 | Gen Electric | Method and apparatus for measuring fluid thermal characteristics |
| US3413474A (en) * | 1965-02-03 | 1968-11-26 | Industrial Nucleonics Corp | Coating thickness determination by means of measuring black-body radiation resultant from infrared irradiation |
| US3913378A (en) * | 1974-04-08 | 1975-10-21 | Universal Oil Prod Co | Apparatus for measuring fouling on metal surfaces |
| US4024751A (en) * | 1975-12-18 | 1977-05-24 | Betz Laboratories, Inc. | Apparatus for determining heat transfer efficiency |
| US4383438A (en) * | 1981-06-02 | 1983-05-17 | Petrolite Corporation | Fouling test apparatus |
| US4543528A (en) * | 1982-09-30 | 1985-09-24 | Republic Steel Corporation | Flexible probe assembly for use in nondestructive testing of a convex workpiece surface |
| GB8323409D0 (en) * | 1983-09-01 | 1983-10-05 | Ontario Ltd 471199 | Control of boiler operations |
| US4693302A (en) * | 1984-12-28 | 1987-09-15 | Leonard Oboler | Heat exchanging apparatus for cooling and condensing by evaporation |
| US4718774A (en) * | 1986-04-23 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Scale monitoring means and method |
| GB8708088D0 (en) * | 1987-04-04 | 1987-05-13 | British Petroleum Co Plc | Flooding detector |
| US4836146A (en) * | 1988-05-19 | 1989-06-06 | Shell Oil Company | Controlling rapping cycle |
| US5174654A (en) * | 1992-03-18 | 1992-12-29 | Droege Thomas F | Heat exchanger efficiency monitor |
| DE4335332A1 (de) * | 1993-10-18 | 1995-04-20 | Bitop Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur insbesondere nicht invasiven Ermittlung mindestens eines interessierenden Parameters eines Fluid-Rohr-Systems |
| JPH07229865A (ja) * | 1994-02-22 | 1995-08-29 | Hitachi Ltd | 管内付着物の検出装置 |
| US5645348A (en) * | 1994-06-20 | 1997-07-08 | Columbia Gas Of Ohio, Inc. | Method and apparatus for measuring pressure in a pipeline without tapping |
| US5615953A (en) * | 1994-07-25 | 1997-04-01 | The Babcock & Wilcox Company | Boiler bank surface temperature profiler |
| RU2099632C1 (ru) * | 1996-04-29 | 1997-12-20 | Акционерное научно-проектное внедренческое общество "НГС-оргпроектэкономика" | Способ определения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе |
| FR2754898B1 (fr) | 1996-10-18 | 2000-08-18 | Comex Technologies | Procede et dispositif pour la mesure de la quantite d'un depot susceptible de s'etre forme dans une canalisation de transport de fluide |
| CA2197535A1 (en) * | 1997-02-13 | 1998-08-13 | John Nenniger | Method and apparatus for measurement and prediction of waxy crude characteristics |
| US6331075B1 (en) * | 1998-05-01 | 2001-12-18 | Administrator, National Aeronautics And Space Administration | Device and method for measuring thermal conductivity of thin films |
| AU744109B2 (en) * | 1998-07-22 | 2002-02-14 | Johnsondiversey, Inc. | Monitoring apparatus |
| US6402369B1 (en) * | 1998-11-03 | 2002-06-11 | Sarnoff Corporation | Arrayable thermal assays |
| US6208254B1 (en) * | 1999-09-15 | 2001-03-27 | Fluid Components Intl | Thermal dispersion mass flow rate and liquid level switch/transmitter |
-
1999
- 1999-10-01 FR FR9912531A patent/FR2799261B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-09-27 WO PCT/FR2000/002670 patent/WO2001025680A1/fr active IP Right Grant
- 2000-09-27 CA CA2386354A patent/CA2386354C/fr not_active Expired - Lifetime
- 2000-09-27 DE DE60039613T patent/DE60039613D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2000-09-27 EP EP00964378A patent/EP1216380B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2000-09-27 AT AT00964378T patent/ATE402371T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-09-27 BR BR0014419-3A patent/BR0014419A/pt active Search and Examination
- 2000-09-27 AU AU75322/00A patent/AU7532200A/en not_active Abandoned
- 2000-09-27 US US10/088,534 patent/US6886393B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-03-22 NO NO20021439A patent/NO313896B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20021439L (no) | 2002-05-29 |
| BR0014419A (pt) | 2002-06-11 |
| NO20021439D0 (no) | 2002-03-22 |
| AU7532200A (en) | 2001-05-10 |
| FR2799261B1 (fr) | 2002-01-25 |
| EP1216380B1 (fr) | 2008-07-23 |
| ATE402371T1 (de) | 2008-08-15 |
| DE60039613D1 (de) | 2008-09-04 |
| US6886393B1 (en) | 2005-05-03 |
| CA2386354C (fr) | 2010-07-06 |
| FR2799261A1 (fr) | 2001-04-06 |
| EP1216380A1 (fr) | 2002-06-26 |
| WO2001025680A1 (fr) | 2001-04-12 |
| CA2386354A1 (fr) | 2001-04-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO313896B1 (no) | FremgangsmÕte og anordning for detektering av avleiringer i et rör | |
| US9011608B2 (en) | Method and device for measuring deposit thickness | |
| Rui et al. | A new model to evaluate two leak points in a gas pipeline | |
| US9228889B2 (en) | Detection of deposits in flowlines | |
| CA2960410C (en) | Systems and methods for monitoring a condition of a tubular configured to convey a hydrocarbon fluid | |
| EP1086336B1 (en) | Pipeline monitoring systems | |
| US20050283276A1 (en) | Real time subsea monitoring and control system for pipelines | |
| BRPI0720335A2 (pt) | "sistema para monitoramento de tubulação e garantia de fluxo e método para monitoramento de tubulação e garantia de fluxo" | |
| US20040059505A1 (en) | Method for monitoring depositions onto the interior surface within a pipeline | |
| WO2012011831A1 (en) | System and method for determination of desposits in multi-phase fluid flow | |
| BRPI0606595B1 (pt) | Método para transportar um fluido produzido através de um tubo ao mesmo tempo que limita depósitos em uma localização desejada de parede interna do tubo | |
| Brower et al. | Real-time flow assurance monitoring with non-intrusive fiber optic technology | |
| Piccardino et al. | Internal inspection of wet gas lines subject to top of line corrosion | |
| Herath et al. | Risk-based winterization to prevent hydrate formation in northern harsh environment | |
| Kulkarni et al. | Offshore pipeline leak detection system concepts and feasibility study | |
| Strommen | Seven years of unique experience from subsea, deepwater pipeline internal corrosion monitoring | |
| RU2768135C1 (ru) | Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем | |
| Morison | Remote monitoring of pipeline corrosion using fiber optic sensors | |
| Clarke et al. | Continuous Monitoring Delivers Insight on Corrosion Caused by Changing Sulphur Content Crudes | |
| Kristiansen et al. | Non Intrusive Corrosion-Erosion Monitoring for Subsea Applications | |
| Rector | Steam separating solves phase splitting problems in wet steam distribution systems | |
| SIMONETTI et al. | First field results of guided wave tomography for continuous monitoring of corrosion and erosion damage in pipelines | |
| Gartland et al. | The FSM technology-operational experience and improvements in local corrosion analysis | |
| Roberts et al. | Innovative intelligent technologies used for production optimization and infrastructure integrity surveillance | |
| WO2014177210A1 (en) | Estimating a thickness of a deposited material on a surface |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |