RU2073816C1 - Method of remote detection of oil leakage from main pipe line - Google Patents
Method of remote detection of oil leakage from main pipe line Download PDFInfo
- Publication number
- RU2073816C1 RU2073816C1 RU94036135A RU94036135A RU2073816C1 RU 2073816 C1 RU2073816 C1 RU 2073816C1 RU 94036135 A RU94036135 A RU 94036135A RU 94036135 A RU94036135 A RU 94036135A RU 2073816 C1 RU2073816 C1 RU 2073816C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- brightness
- underlying surface
- wave
- relative
- determined
- Prior art date
Links
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и может быть использовано при диагностике действующих магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортирования нефти. The invention relates to the field of pipeline transport and can be used in the diagnosis of existing trunk pipelines designed for oil transportation.
Эксплуатация современных магистральных трубопроводов предполагает их периодическое обследование с целью выявления нарушений целостности труб, происходящих, например, из-за коррозии или деформаций, вызываемых перемещениями грунта при замерзании и оттаивании. The operation of modern trunk pipelines involves their periodic inspection in order to identify violations of the integrity of the pipes, occurring, for example, due to corrosion or deformation caused by soil movements during freezing and thawing.
Известен способ дистанционного обнаружения утечек тепла из подземных теплопроводов (см. авторское свидетельство СССР N 1434212, F 17 D 5/02). Данный способ включает аэросъемку теплового поля трассы трубопровода, фиксирование местоположения локальных участков местности с повышенной температурой, а также наземную термометрию эталонных участков трассы. A known method for the remote detection of heat leaks from underground heat pipes (see USSR author's certificate N 1434212, F 17 D 5/02). This method includes aerial survey of the thermal field of the pipeline route, fixing the location of local areas with elevated temperature, as well as ground-based thermometry of the reference sections of the route.
Указанный способ применим лишь для поиска дефектов в трубопроводах, служащих для транспортировки сильно нагретой среды, например теплоносителя в теплопроводах. The specified method is applicable only for the search for defects in pipelines that serve to transport a very heated medium, such as a coolant in heat pipelines.
Наиболее близким к данному техническому решению является способ дистанционного обнаружения утечек в трубопроводе (см. авторское свидетельство N 1800219, пр. от 21.05.91 г, F 17 D 5/02), выбранный в качестве прототипа. Этот способ включает в себя аэросъемку теплового поля трассы, определение пороговых значений ярости, фиксирование значений яркости теплового поля локальных участков и определение течи по местоположению локальных участков с пониженной температурой. Closest to this technical solution is a method for remote detection of leaks in a pipeline (see copyright certificate N 1800219, etc. from 05.21.91 g, F 17 D 5/02), selected as a prototype. This method includes aerial photographing of the thermal field of the path, determining threshold rage values, fixing the brightness values of the thermal field of local sections and determining the leak by the location of local sections with a reduced temperature.
Недостатком этого способа является большая вероятность ложных тревог, вызываемых наличием на трассе трубопровода тепловых аномалий искусственного и естественного происхождения, несвязанных с утечками. К тому же этот способ ориентирован на обнаружение утечек сжиженных газов, транспортируемых трубопроводом под давлением в несколько десятков атмосфер и при повреждении трубопровода газы выходят в окружающую среду (область низкого давления), меняя свое агрегатное состояние и охлаждая прилегающие к трубопроводу слои грунта. Создаваемый отрицательный тепловой контраст локального участка, имеющего определенные размеры, и является признаком наличия утечки. The disadvantage of this method is the high probability of false alarms caused by the presence on the pipeline route of thermal anomalies of artificial and natural origin, unrelated to leaks. In addition, this method is focused on detecting leaks of liquefied gases transported by the pipeline under pressure of several tens of atmospheres and, when the pipeline is damaged, the gases escape into the environment (low pressure region), changing their state of aggregation and cooling the soil layers adjacent to the pipeline. The created negative thermal contrast of a local area having certain dimensions is a sign of a leak.
Известный способ не позволяет обнаруживать с достаточной достоверностью сам факт и место утечки в трубопроводе, транспортирующем углеводороды, находящиеся в естественном состоянии в жидкой фазе, например нефть, температура которой по технологии прокачки +17o C и тепловые контрасты, даже при выходе нефти на открытый грунт, зачастую будут недостаточны для их обнаружения. А при небольших повреждениях трубопровода выход нефти на открытый грунт еще и сильно растянут во времени.The known method does not allow to detect with sufficient certainty the fact and place of leakage in the pipeline transporting hydrocarbons that are in a natural state in the liquid phase, for example, oil whose temperature is +17 o C by pumping technology and thermal contrasts, even when the oil enters open ground will often be insufficient to detect them. And with minor damage to the pipeline, the yield of oil on open ground is also greatly stretched over time.
Целью данного изобретения является возможность ранней диагностики утечки нефти из магистральных трубопроводов. The aim of this invention is the possibility of early diagnosis of oil leakage from pipelines.
Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем аэросъемку теплового поля трассы трубопровода, определение пороговых значений яркости, определение местоположения локальных участков с аномальной температурой, фиксирование значения яркости теплового поля локальных участков, дополнительно проводят лазерное зондирование подстилающей поверхности трассы трубопровода не менее чем на трех исследуемых длинах волны (λ1, λ2, λ3) поглощения излучения основными компонентами газовой фракции нефти и на опорной длине волны (λo), которая расположена в зоне свободной от поглощения излучения этими компонентами, но достаточно близко к ним, определяют для каждой исследуемой длины волны и каждого элемента разложения изображения относительные яркости подстилающей поверхности как отношение яркости подстилающей поверхности для каждой длины волны к яркости подстилающей поверхности на опорной длине волны, затем определяют логарифмы относительных яркостей и их средние значения, а место утечки определяют по местоположению участка с аномальной температурой, для которого логарифм относительной яркости изображения для первой длины волны (λ1) отличается от среднего значения для всего контролируемого участка на заданное пороговое значение и логарифмы относительных яркостей изображений для трех длин волн составляют пропорцию (1±0,2):(1,4±0,2): (1,2±0,2).This goal is achieved by the fact that in the method, which includes aerial photography of the thermal field of the pipeline route, determining threshold brightness values, determining the location of local sections with an anomalous temperature, fixing the brightness value of the thermal field of local sections, additionally conduct laser sensing of the underlying surface of the pipeline route for at least three the studied wavelengths (λ 1 , λ 2 , λ 3 ) of radiation absorption by the main components of the gas fraction of oil and at the reference wavelength (λ o ), which the paradise is located in a zone free of radiation absorption by these components, but close enough to them, the relative brightnesses of the underlying surface are determined for each studied wavelength and each element of image decomposition as the ratio of the brightness of the underlying surface for each wavelength to the brightness of the underlying surface at the reference wavelength, then the logarithms of the relative brightnesses and their average values are determined, and the leakage location is determined by the location of the area with an anomalous temperature, for which the arithmetic relative brightness for the first wavelength (λ 1) differs from the average for all of the controlled section by a predetermined threshold value, and the logarithms of the relative brightness of images for three wavelengths constitute the proportion (1 ± 0,2) :( 1,4 ± 0 2): (1.2 ± 0.2).
На чертеже изображено схематически сканирующее устройство, посредством которого может быть реализован предлагаемый способ. The drawing shows a schematic scanning device by which the proposed method can be implemented.
Устройство содержит сканирующий элемент 1, выполненный, например, в виде четырехгранной зеркальной призмы, установленной с возможностью вращения вокруг оси, проходящей через центр призмы, датчик угла поворота призмы 2, входной объектив 3, спектроделитель 4, приемник теплового канала 5, подключенный к блоку селекции сигналов 6, приемник видимого канала 7, сигнал от которого через смеситель 8 поступает на видеоконтрольное устройство 9, плоское зеркало 10, которое направляет лазерное излучение, отраженное от подстилающей поверхности на входную щель полихроматора 11, пакет лазеров 12 с длинами волн генерации λ1, λ2, λ3, λo, излучение которых, синхронно, через сканирующую призму 1 направляется на один и тот же контролируемый участок трассы трубопровода, приемники излучения 13, установленные за выходными щелями полихроматора, блок обработки сигналов 14. Устройство устанавливается на летательный аппарат таким образом, чтобы ось вращения сканирующей призмы совпадала с направлением полета.The device comprises a scanning element 1, made, for example, in the form of a tetrahedral mirror prism mounted for rotation around an axis passing through the center of the prism, a rotation angle sensor of the prism 2, an input lens 3, a spectrometer 4, a heat channel receiver 5 connected to a selection unit signals 6, the receiver of the visible channel 7, the signal from which through the mixer 8 enters the video control device 9, a flat mirror 10, which directs the laser radiation reflected from the underlying surface to the input u polychromator spruce 11, laser package 12 with generation wavelengths λ 1 , λ 2 , λ 3 , λ o , the radiation of which, simultaneously, through the scanning prism 1 is directed to the same monitored section of the pipeline route, radiation receivers 13 installed behind the weekend polychromator slots, signal processing unit 14. The device is mounted on an aircraft in such a way that the axis of rotation of the scanning prism coincides with the direction of flight.
Излучение лазеров направляются сканирующим элементом 1 на подстилающую поверхность по линейной траектории, перпендикулярно направлению полета. Отраженное от подстилающей поверхности лазерное излучение тем же сканирующим элементом направляется на входной объектив 3 и далее на входную щель полихроматора (которая служит элементом разложения изображения в лазерных каналах), где происходит пространственное разделение излучения на исследуемые длины волн λ1, λ2, λ3) и опорную длину волны (λo). Сигналы с приемников излучения 13 поступают на блок обработки сигналов 14. Блок обработки сигналов 14 определяет для каждой исследуемой длины волны (λ1, λ2, λ3) и каждого элемента разложения изображения относительные яркости подстилающей поверхности, как отношение яркости подстилающей поверхности для каждой длины волны к яркости подстилающей поверхности на опорной длине волны λo. Затем определяет логарифмы относительных яркостей и их средние значения и при превышении логарифма отношения сигналов над его средним значением на некоторое пороговое значение в первом лазерном канале, т.е. на λ1, и наличии заданной пропорции (1±0,2): (1,4±0,2): (1,2±0,2) относительных яркостей изображений для трех длин волн λ1, λ2, λ3, выдает на третий вход смесителя 8 сигнал о наличии в поле зрения сканирующего устройства локального участка местности, обладающего признаками утечки. Смеситель 8 замешивает сигнал о наличии утечки, поступающий с блока обработки сигналов 14 с телевизионным и тепловизионным сигналами, где отмечены локальные участки с аномальной температурой с фиксированными значениями яркости теплового поля этих участков.The laser radiation is sent by the scanning element 1 to the underlying surface along a linear path, perpendicular to the direction of flight. The laser radiation reflected from the underlying surface by the same scanning element is directed to the input lens 3 and then to the input slit of the polychromator (which serves as an element for the decomposition of the image in the laser channels), where the radiation is spatially divided into the studied wavelengths λ 1 , λ 2 , λ 3 ) and a reference wavelength (λ o ). The signals from the radiation receivers 13 are supplied to the signal processing unit 14. The signal processing unit 14 determines for each studied wavelength (λ 1 , λ 2 , λ 3 ) and each image decomposition element the relative brightnesses of the underlying surface as the ratio of the brightness of the underlying surface for each length waves to the brightness of the underlying surface at a reference wavelength of λ o . Then it determines the logarithms of the relative brightnesses and their average values, and when the logarithm of the signal ratio exceeds its average value by a certain threshold value in the first laser channel, i.e. on λ 1 , and the presence of a given proportion (1 ± 0.2): (1.4 ± 0.2): (1.2 ± 0.2) the relative brightness of the images for three wavelengths λ 1 , λ 2 , λ 3 , gives the third input of mixer 8 a signal about the presence in the field of view of the scanning device of a local area with signs of leakage. The mixer 8 kneads the signal about the presence of a leak coming from the signal processing unit 14 with television and thermal imaging signals, where local sections with anomalous temperature are noted with fixed values of the brightness of the thermal field of these sections.
Исследуемые длины волн выбраны для основных компонентов газовой фракции, т. е. для пропана, бутана и пентана. Опорная длина волны расположена в зоне свободной от поглощения излучения этими компонентами. В результате на экране видеоконтрольного устройства 9, в поле телевизионного изобретения наносятся метки, указывающие место утечки на трассе трубопровода. Локальные участки местности могут быть как с повышенной, так и с пониженной температурой, что значительно облегчает задачу нахождения аномального участка. The investigated wavelengths are selected for the main components of the gas fraction, i.e., for propane, butane and pentane. The reference wavelength is located in a zone free of radiation absorption by these components. As a result, on the screen of the video monitoring device 9, labels are indicated in the field of the television invention indicating the place of the leak on the pipeline route. Local sections of the terrain can be either elevated or lowered, which greatly facilitates the task of finding the anomalous region.
В результате проведенного комплекса исследований установлены физические закономерности выхода из трубы и распространения нефти к поверхности грунта. В зависимости от специфики дефектов трубопровода и условий его функционирования (глубина залегания трубы, тип грунта и плотность его упаковки, температура окружающей среды), время выхода нефти на поверхность может колебаться от нескольких минут до нескольких месяцев. В последнем случае ранее обнаружение утечек нефти возможно только по ее газовой фракции, которая легкой диффундирует через слой грунта и всегда присутствует над местом утечки. As a result of a set of studies, the physical laws of the exit from the pipe and the spread of oil to the surface of the soil were established. Depending on the specifics of the pipeline defects and the conditions of its operation (the depth of the pipe, the type of soil and the density of its packaging, the ambient temperature), the time for oil to reach the surface can vary from several minutes to several months. In the latter case, earlier detection of oil leaks is possible only by its gas fraction, which diffuses slightly through the soil layer and is always present above the leak.
По результатам исследования газовой фракции определен процентный состав смеси углеводородов, входящих в нее (основные компоненты: пропан 21% бутан 22,2% пентан 14%). Определена амплитуда изменений абсолютной концентрации газовой фракции над место утечки в зависимости от условий эксплуатации трубопровода и характера повреждения трубопровода (600 г/м3 при выходе нефти на открытый грунт при температуре окружающей среды +50o C, 1400 мг/м3 при толщине грунтового покрова 300 мм, диаметре "свища" в трубопроводе 5 мм и температуре окружающей среды ±20o C, 57 мг/м3 при толщине грунтового покрова 1500 мм, диаметре "свища" 1 мм и температуре окружающего воздуха минус 50o C), выявлена стабильность относительного состава газовой фракции (при вариациях амплитуды абсолютной концентрации смеси газов, приведенной выше, относительный состав фракции по основным компонентам остается неизменным), уточнены константы поглощения излучения газами фракции (сечение поглощения, коэффициент поглощения для области длин волн 3,2 3,5 мкм).According to the results of the gas fraction study, the percentage composition of the mixture of hydrocarbons included in it (the main components: propane 21% butane 22.2% pentane 14%) was determined. The amplitude of changes in the absolute concentration of the gas fraction over the leakage site was determined depending on the operating conditions of the pipeline and the nature of the damage to the pipeline (600 g / m 3 when oil enters open ground at an ambient temperature of +50 o C, 1400 mg / m 3 with a thickness of soil cover 300 mm, the diameter of the "fistula" in the pipeline 5 mm and the ambient temperature ± 20 o C, 57 mg / m 3 with a thickness of the soil cover of 1500 mm, the diameter of the "fistula" 1 mm and the ambient temperature minus 50 o C), stability relative composition of gas fractions (with variations in the amplitude of the absolute concentration of the gas mixture given above, the relative composition of the fraction with respect to the main components remains unchanged), the absorption constants of radiation by the gases of the fraction have been refined (absorption cross section, absorption coefficient for the wavelength range 3.2–3.5 μm).
Пороговое отношение логарифма отношения сигналов в первом лазерном канале, т. к. на первой длине волны, устанавливается в зависимости от априорных сведений о глубине залегания трубопровода, типе грунта и плотности его упаковки, и температуре окружающей среды, которые определяют уровень абсолютной концентрации газовой фракции над местом утечки нефти. The threshold ratio of the logarithm of the signal ratio in the first laser channel, because at the first wavelength, is set depending on a priori information about the depth of the pipeline, the type of soil and its packing density, and ambient temperature, which determine the level of absolute concentration of the gas fraction above oil spill site.
Лабораторное моделирование предлагаемого способа обнаружения утечек показало возможность обнаружения газовой фракции над местом утечки при абсолютной концентрации более 100 мг/м3 и толщине слоя газа 1,5 м. При условиях моделирования (толщина грунта 1,5 м, диаметр "свища" 1 мм, температура над поверхностью минус 45o C) выход нефти на открытый грунт в процессе эксперимента не наблюдался.Laboratory modeling of the proposed method for detecting leaks showed the possibility of detecting a gas fraction above the leak at an absolute concentration of more than 100 mg / m 3 and a gas layer thickness of 1.5 m. Under simulation conditions (soil thickness 1.5 m, fistula diameter 1 mm, temperature above the surface minus 45 o C) the release of oil on open ground during the experiment was not observed.
Использование предлагаемого способа дистанционного обнаружения утечек в магистральных трубопроводах обладает преимуществом более ранней диагностики утечек нефти из трубопровода по сравнению с прототипом. Using the proposed method for remote leak detection in trunk pipelines has the advantage of earlier diagnosis of oil leaks from the pipeline compared to the prototype.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94036135A RU2073816C1 (en) | 1994-09-27 | 1994-09-27 | Method of remote detection of oil leakage from main pipe line |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94036135A RU2073816C1 (en) | 1994-09-27 | 1994-09-27 | Method of remote detection of oil leakage from main pipe line |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94036135A RU94036135A (en) | 1996-07-10 |
| RU2073816C1 true RU2073816C1 (en) | 1997-02-20 |
Family
ID=20160924
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94036135A RU2073816C1 (en) | 1994-09-27 | 1994-09-27 | Method of remote detection of oil leakage from main pipe line |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2073816C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2553843C2 (en) * | 2013-08-02 | 2015-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия (СибАДИ)" | Method for remote diagnostics of state of linear part of underground main pipelines |
| RU2771575C1 (en) * | 2021-08-27 | 2022-05-05 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный технический университет имени Н.Э. Баумана (национальный исследовательский университет)" (МГТУ им. Н.Э. Баумана) | Remote detection of propane leaks |
-
1994
- 1994-09-27 RU RU94036135A patent/RU2073816C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1800219, кл. F 17D 5/02, 1993. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2553843C2 (en) * | 2013-08-02 | 2015-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия (СибАДИ)" | Method for remote diagnostics of state of linear part of underground main pipelines |
| RU2771575C1 (en) * | 2021-08-27 | 2022-05-05 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный технический университет имени Н.Э. Баумана (национальный исследовательский университет)" (МГТУ им. Н.Э. Баумана) | Remote detection of propane leaks |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94036135A (en) | 1996-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Lu et al. | Leakage detection techniques for oil and gas pipelines: State-of-the-art | |
| JP4544845B2 (en) | Fault detection in natural gas pipelines | |
| CN113916758B (en) | Detection system and method for detecting rust under external protective layer | |
| US4555627A (en) | Backscatter absorption gas imaging system | |
| EA009547B1 (en) | Method for performing visual detections of chemical leaks emanating from a component | |
| Safitri et al. | Dispersion modeling approach for quantification of methane emission rates from natural gas fugitive leaks detected by infrared imaging technique | |
| US20040263852A1 (en) | Aerial leak detector | |
| RU2291344C1 (en) | Underground pipeline flaw predicting method | |
| US6455854B1 (en) | Infrared radiation detector for monitoring the presence of alkanes | |
| EP3538874B1 (en) | Systems and methods for quantifying a gas leak | |
| CA2176065C (en) | Aerial pipeline surveillance system | |
| Bushmeleva et al. | Modeling the optimal parameters for a remote sensing device | |
| Sivathanu | Natural gas leak detection in pipelines | |
| RU2073816C1 (en) | Method of remote detection of oil leakage from main pipe line | |
| Gaudio et al. | First open field measurements with a portable CO2 lidar/dial system for early forest fires detection | |
| Ramadevi et al. | Leak detection methods—A technical review | |
| EP0060629A1 (en) | Monitoring gaseous pollutants by laser scan | |
| RAMALLI et al. | Pipeline monitoring with drones | |
| RU2079772C1 (en) | Method of remote indication of leakage from pipe lines for hydrocarbons | |
| RU2091759C1 (en) | Aviation gear to detect gas leaks from pipe-lines | |
| MXPA05014233A (en) | Aerial leak detector. | |
| Burleigh et al. | Infrared evaluation of insulated pipelines to detect water that could cause Corrosion Under Insulation (CUI) | |
| RU2054702C1 (en) | Method of search of hydrocarbon deposits | |
| RU2553843C2 (en) | Method for remote diagnostics of state of linear part of underground main pipelines | |
| Petoukhov et al. | Lidar technologies application to leakage detection in oil product pipelines |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060928 |