RU2262634C1 - Method of detecting pipeline sections disposed to corrosion cracking under stressing - Google Patents
Method of detecting pipeline sections disposed to corrosion cracking under stressing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2262634C1 RU2262634C1 RU2004107421/06A RU2004107421A RU2262634C1 RU 2262634 C1 RU2262634 C1 RU 2262634C1 RU 2004107421/06 A RU2004107421/06 A RU 2004107421/06A RU 2004107421 A RU2004107421 A RU 2004107421A RU 2262634 C1 RU2262634 C1 RU 2262634C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- corrosion cracking
- sections
- location
- soil
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при диагностике действующих магистральных трубопроводов, прогнозировании местоположения и уровня опасности участков магистральных трубопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением.The invention relates to pipeline transport and can be used in the diagnosis of existing trunk pipelines, predicting the location and hazard level of sections of trunk pipelines susceptible to stress corrosion cracking.
Известен "Способ выявления участков магистральных трубопроводов, предрасположенных к коррозионному растрескиванию под напряжением (стресс-коррозии)" (РФ патент №2147098, МПК F 16 L 58/00, 1999 г.). Способ осуществляется путем анализа проектного и фактического положения трубопровода относительно уровня наиболее длительного состояния грунтовых вод (УНДС), привязкой линии УНДС на поверхности трубопровода в часовой ориентации, присвоением каждому фактору, вызывающему коррозионное растрескивание (КРН) индекса, определением критерия опасности разрушения по суммарному индексу. Протяженность диагностируемого участка ограничивается сечениями трубопровода, расположенными между полностью погруженными в необводненный грунт либо полностью находящимися в грунтовых водах. Диагностика производится тремя методами: полное раскрытие трубы с контролем ее поверхности неразрушающим методом, акустическая эмиссия и внутритрубная дефектоскопия. Недостаток предлагаемого способа заключается в том, что он ограничивается анализом технического состояния трубопровода только в ограниченных участках трубопровода вблизи УНДС, в то время как эксплуатационные и опытные измерения показывают, что указанные области трубопровода не являются наиболее опасными в отношении возможного развития процессов коррозионного растрескивания под напряжением.The well-known "Method for identifying sections of trunk pipelines predisposed to stress corrosion cracking (stress corrosion)" (RF patent No. 2147098, IPC F 16 L 58/00, 1999). The method is carried out by analyzing the design and actual position of the pipeline relative to the level of the longest state of groundwater (UNDS), tying the UNDS line on the surface of the pipeline in a clockwise direction, assigning an index to each factor that causes corrosion cracking (SCC), determining the criterion for the risk of failure by the total index. The length of the diagnosed section is limited by pipeline sections located between completely submerged in unirrigation soil or completely located in groundwater. Diagnostics is performed by three methods: full opening of the pipe with non-destructive testing of its surface, acoustic emission and in-line flaw detection. The disadvantage of the proposed method is that it is limited to the analysis of the technical condition of the pipeline only in limited sections of the pipeline near the URDS, while operational and experimental measurements show that these areas of the pipeline are not the most dangerous in relation to the possible development of stress corrosion cracking processes.
Известен "Способ предотвращения разрушения трубопроводов" (РФ патент №2138725, МПК F 16 L 58/00, 1998 г.), в котором производят расчет напряженно-деформированного состояния с учетом неравнопрочной конструкции трубы, производят расчет вероятности разрушения труб. Перед монтажом в траншею плети труб испытывают на изгиб в упругой зоне с регистрацией акустико-эмиссионных сигналов в растянутой и сжатой зонах. Контроль за состоянием трубопроводной обвязки в процессе эксплуатации производят по установленным реперам силоизмерителями демпфирующих устройств, размещением пробников измерения коррозионных характеристик грунтов, акустико-эмиссионных датчиков. Средствами телемеханики информация измеряемых эксплуатационных воздействий передается в блок программного обеспечения, в котором производится автоматизированный расчет текущего значения вероятности разрушения. Недостаток предлагаемого способа связан с необходимостью использования силоизмерительных датчиков, устраиванием колодцев и установкой акусто-эмиссионных датчиков, что затруднительно в местах расположения трубопровода с высокой его подвижностью (деформацией вследствие периодического изменения уровня грунтовых вод в зонах, где происходит переход от твердого грунта к заводненной области залегания). Полевые измерения указывают, что именно эти участки трубопровода наиболее предрасположены к коррозионному растрескиванию под напряжением (стресс-коррозии). Кроме того, в данном способе не учитываются существенные для анализа и определения коррозионной опасности трубопровода факторы: содержание водорода в грунте, а также изменение напряженно-деформированного состояния трубопровода вследствие колебаний температуры трубопровода.The well-known "Method of preventing the destruction of pipelines" (RF patent No. 2138725, IPC F 16 L 58/00, 1998), in which the stress-strain state is calculated taking into account unequal pipe design, the probability of pipe destruction is calculated. Before installation in the trench, the whips of the pipes are tested for bending in the elastic zone with the registration of acoustic emission signals in the stretched and compressed zones. Monitoring the condition of the piping during operation is carried out according to the installed reference points by the force meters of damping devices, by placing probes for measuring the corrosion characteristics of soils, acoustic emission sensors. By means of telemechanics, the information of the measured operational impacts is transmitted to the software unit, in which an automated calculation of the current value of the probability of failure is performed. The disadvantage of the proposed method is associated with the need to use force sensors, arranging wells and installing acoustic emission sensors, which is difficult at the location of the pipeline with its high mobility (deformation due to periodic changes in the level of groundwater in areas where there is a transition from solid soil to the flooded area of occurrence ) Field measurements indicate that it is these sections of the pipeline that are most prone to stress corrosion cracking (stress corrosion). In addition, this method does not take into account factors essential for the analysis and determination of the pipeline's corrosion hazard: the hydrogen content in the soil, as well as the change in the stress-strain state of the pipeline due to fluctuations in the temperature of the pipeline.
Наиболее близким по технической сути является "Способ прогнозирования местоположения течей в трубопроводах" (РФ патент №2062394, МПК F 17 D 5/02, 1993 г.), заключающийся в прогнозировании местоположения течей в трубопроводе путем измерения над трубопроводом его характеристических параметров, фиксировании промежуточных параметров на дискретных участках в процессе перемещения датчиков вдоль оси трубопровода и по максимальному значению модуля градиента первого характеристического параметра определяют местоположение прогнозируемой течи, а по относительному изменению второго характеристического параметра идентифицируют вид и размеры дефекта. При этом в качестве характеристических параметров выбирают градиент горизонтальной составляющей напряженности собственного магнитного поля трубопровода, возникающего вследствие намагниченности материала трубы, ориентированной вдоль его оси, и отношение вертикальной и горизонтальной составляющих магнитного поля, измеряют модули характеристических параметров, сравнивают их изменения на границах дискретных участков и по максимальному значению модуля градиента определяют местоположение прогнозируемой течи в трубопроводе, а по отношению напряженности собственного магнитного поля трубопровода идентифицируют вид и размер дефекта.The closest in technical essence is the "Method for predicting the location of leaks in pipelines" (RF patent No. 2062394, IPC F 17 D 5/02, 1993), which consists in predicting the location of leaks in a pipeline by measuring its characteristic parameters over the pipeline, fixing intermediate parameters in discrete areas during the movement of sensors along the axis of the pipeline and the maximum value of the gradient modulus of the first characteristic parameter determines the location of the predicted leak, and from a significant change in the second characteristic parameter identifies the type and size of the defect. In this case, as the characteristic parameters, the gradient of the horizontal component of the intrinsic magnetic field strength of the pipeline arising due to the magnetization of the pipe material oriented along its axis and the ratio of the vertical and horizontal components of the magnetic field are selected, the modules of the characteristic parameters are measured, their changes are measured at the boundaries of the discrete sections and the maximum value of the gradient modulus determines the location of the predicted leak in the pipeline, and from sheniyu intrinsic magnetic field strength of the pipeline identified type and size of the defect.
Недостатком прототипа является то, что выбранная в качестве характеристического параметра напряженность собственного магнитного поля трубопровода существенно зависит от материала труб, формирующих магистральный трубопровод и их технологических характеристик, которые могут существенно различаться и вносить погрешности в измеряемые параметры. Так, в частности, на результаты измерений собственного вторичного магнитного поля участка трубопровода существенно влияет различная ориентация магнитных доменов металла трубы, не контролируемая при прокладке трубопровода. Таким образом, способ не обеспечивает достаточную эффективность и точность прогнозирования местоположения течей в трубопроводе.The disadvantage of the prototype is that the selected intrinsic magnetic field strength of the pipeline depends on the material of the pipes forming the main pipeline and their technological characteristics, which can vary significantly and introduce errors in the measured parameters. So, in particular, the results of measurements of the intrinsic secondary magnetic field of the pipeline section are significantly affected by the different orientation of the magnetic domains of the pipe metal, which is not controlled when laying the pipeline. Thus, the method does not provide sufficient efficiency and accuracy of predicting the location of leaks in the pipeline.
Задачей изобретения является повышение точности и эффективности прогнозирования местоположения возможных проявлений коррозионного растрескивания под напряжением магистрального трубопровода путем анализа динамики изменения местоположения трубопровода в грунте (глубина залегания и направление оси трубопровода) и уровня грунтовых вод с применением объемных моделей расположения трубопровода, а также измеряемых параметров содержания водорода в грунте и температуры трубопровода.The objective of the invention is to improve the accuracy and efficiency of predicting the location of possible manifestations of stress corrosion cracking of the main pipeline by analyzing the dynamics of changes in the location of the pipeline in the soil (depth and direction of the axis of the pipeline) and groundwater level using volumetric models of the location of the pipeline, as well as measured parameters of the hydrogen content in soil and pipeline temperature.
Для решения поставленной задачи в способе выявления участков трубопровода с возможными проявлениями коррозионного растрескивания под напряжением, включающем измерение его характеристических параметров на дискретных участках, в качестве характеристических параметров используют глубину залегания трубопровода в грунте, направление его оси, уровень грунтовых вод, содержание водорода в окружающем трубопровод грунте и температуру трубопровода, анализируют измеренные параметры посредством построения объемных моделей расположения трубопровода и с использованием расчетных моделей напряженно-деформированного состояния трубопровода осуществляют прогнозирующий мониторинг участков возможных проявлений коррозионного растрескивания под напряжением.To solve the problem in a method for identifying sections of a pipeline with possible manifestations of stress corrosion cracking, including measuring its characteristic parameters in discrete sections, the depth of the pipeline in the ground, the direction of its axis, the level of groundwater, and the hydrogen content in the surrounding pipeline are used as characteristic parameters soil and pipeline temperature, analyze the measured parameters by constructing volumetric models of the location of the pipe oprovoda and using computational models of stress-deformed state of the pipeline is carried out predictive monitoring sites possible manifestations of stress corrosion cracking.
Способ осуществляется путем анализа фактического положения трубопровода, включая динамику его изменения под действием сезонных и суточных изменений уровня грунтовых вод, а также с учетом периодического измеряемого содержания водорода в грунте вблизи трубопровода, что позволяет на основе компьютерных моделей, имитирующих напряженно-деформированное состояние трубопровода, осуществить мониторинг технического состояния трубопровода, выявляющий участки трубопровода, предрасположенные к коррозионному растрескиванию под напряжением (стресс-мониторинг).The method is carried out by analyzing the actual position of the pipeline, including the dynamics of its change under the influence of seasonal and daily changes in the level of groundwater, as well as taking into account the periodic measured hydrogen content in the soil near the pipeline, which allows, based on computer models simulating the stress-strain state of the pipeline, monitoring the technical condition of the pipeline, revealing sections of the pipeline susceptible to stress corrosion cracking ( Tress-monitoring).
Информация, необходимая для моделирования объемного местоположения трубопровода (относительно грунта и уровня грунтовых вод), производится в результате полевых измерений при помощи измерительной аппаратуры. Наиболее точные измерения местоположения трубопровода проводятся на участках перехода трубопровода из зоны залегания с твердым грунтом в область с высокой наводненностью: заболоченные участки, водоемы, затапливаемые низины и т.п. При анализе и расчете динамики изменения местоположения трубопровода используются статистические данные о средних значениях и колебаниях уровня грунтовых вод, что позволяет в совокупности с измеренными их значениями существенно уточнить аналитические расчеты.The information necessary for modeling the volumetric location of the pipeline (relative to the soil and the level of groundwater) is produced as a result of field measurements using measuring equipment. The most accurate measurements of the location of the pipeline are carried out at the areas of transition of the pipeline from the zone of occurrence with solid soil to the area with high flooding: wetlands, ponds, flooded lowlands, etc. When analyzing and calculating the dynamics of changes in the location of the pipeline, statistical data on the average values and fluctuations of the groundwater level are used, which, together with their measured values, can significantly refine analytical calculations.
Возможность учета воздействия наводороживания металла труб обеспечивается периодическими измерениями с использованием датчиков содержания водорода в грунте, окружающем трубопровод.The ability to account for the effect of hydrogenation of the metal of the pipes is provided by periodic measurements using sensors of the content of hydrogen in the soil surrounding the pipeline.
Применяемые при расчетах данные о температуре трубопровода определяются на основе измерений (с использованием соответствующих датчиков температуры в непосредственной близости от трубопровода), а также климатических показателей и данных местоположения трубопровода в грунте и воде с использованием автоматизированных моделей, имитирующих объемное месторасположение и возможные деформации трубопровода в процессе эксплуатации.The data on the temperature of the pipeline used in the calculations are determined on the basis of measurements (using appropriate temperature sensors in the immediate vicinity of the pipeline), as well as climatic indicators and data on the location of the pipeline in soil and water using automated models that simulate the volumetric location and possible deformation of the pipeline in the process operation.
Предлагаемое изобретение было опробовано и эффективно использовано на участках магистрального газопровода, где затруднено использование приборов внутритрубной диагностики, в особенности в тех областях залегания трубопровода, где наблюдается существенное изменение уровня грунтовых вод, приводящее к изменению напряженно-деформированного состояния газопровода. Носящие циклический характер, вызванные сезонными и погодными условиями эти изменения являются источником появления коррозионного растрескивания под напряжением магистрального газопровода. Именно поэтому контроль за деформационными изменениями осевой линии магистрального трубопровода, осуществляемый путем измерения глубины залегания трубопровода в грунте и направления его оси, определяет один из характеристических параметров, необходимых для прогнозирования его коррозионного состояния. На практике измерения глубины залегания и направление оси осуществлялись контрольно-измерительными средствами, на основе измерения рельефа электрических потенциалов в грунте в непосредственной близости от трубопровода. Уровень грунтовых вод измерялся методом шурфовки в дискретных областях грунта (вблизи залегания магистрального газопровода) или оптическими приборами в местах его выхода на поверхность. Для измерений использовались следующие приборы:The present invention has been tested and effectively used in sections of the main gas pipeline, where it is difficult to use in-line diagnostics, especially in those areas of the pipeline where there is a significant change in groundwater level, leading to a change in the stress-strain state of the gas pipeline. Bearing a cyclical nature caused by seasonal and weather conditions, these changes are a source of corrosion cracking under stress of the main gas pipeline. That is why the control of deformation changes in the axial line of the main pipeline, carried out by measuring the depth of the pipeline in the soil and the direction of its axis, determines one of the characteristic parameters necessary for predicting its corrosion state. In practice, measurements of the depth and direction of the axis were carried out by means of control and measurement, based on the measurement of the relief of electric potentials in the soil in the immediate vicinity of the pipeline. Groundwater level was measured by punching in discrete areas of the soil (near the occurrence of the main gas pipeline) or optical instruments at the points of its exit to the surface. The following instruments were used for measurements:
- комплект приборов "Поиск-01", предназначенный для определения степени защищенности от коррозии подземных трубопроводов и поиска дефектов изоляции методом измерения электропотенциалов;- a set of devices "Search-01", designed to determine the degree of protection against corrosion of underground pipelines and the search for insulation defects by measuring electric potentials;
- трассоискатель индукционный "Тропа", предназначенный для поиска подземных трубопроводов;- induction tracer “Trail”, designed to search for underground pipelines;
- регистратор автономный долговременный РАД-256, предназначенный для цифровой регистрации параметров электрохимической защиты подземных трубопроводов, контроля состояния катодной и дренажной защиты и записи показаний датчиков температуры и концентрации водорода. Содержание водорода в грунте в непосредственной близости от газопровода фиксировалось стационарно установленными (на дискретных участках трассы) датчиками водорода, обеспечивающими автоматизированный съем данных. Возможно также использование метода шурфовки с отдельными контрольными измерениями содержания водорода.- A long-term autonomous registrar RAD-256, designed for digital recording of parameters of electrochemical protection of underground pipelines, monitoring the state of cathodic and drainage protection and recording the readings of temperature and hydrogen concentration sensors. The hydrogen content in the soil in the immediate vicinity of the gas pipeline was recorded by permanently installed (on discrete sections of the route) hydrogen sensors providing automated data acquisition. It is also possible to use the pitting method with separate control measurements of hydrogen content.
Температура трубопровода, существенно влияющая на интенсивность коррозионных процессов, измерялась установленными в грунте термодатчиками или использовались скорректированные метеорологические данные с учетом характеристик грунта и глубины залегания газопровода.The temperature of the pipeline, which significantly affects the intensity of the corrosion processes, was measured using thermal sensors installed in the soil or corrected meteorological data were used taking into account the characteristics of the soil and the depth of the gas pipeline.
Анализ измеренных параметров осуществлялся в центральном диспетчерском пункте, компьютерная система которого оснащена базами данных, охватывающими информацию о множестве аналогичных участков газопровода, и информационно-аналитической (расчетной) системой, позволяющей осуществлять комплексный анализ технического состояния конкретного участка газопровода. В состав информационно-аналитической системы входят расчетные объемные (пространственные) модели напряженно-деформированного состояния трубопровода. В этих моделях отражены все указанные характеристики исследуемых участков магистрального газопровода, а также связи между ними. В результате расчетов с использованием этих моделей осуществляют прогнозирующий мониторинг участков возможных проявлений коррозионного растрескивания под напряжением. Кроме того, в случае необходимости анализ измеренных параметров может быть оперативно осуществлен непосредственно в процессе полевых измерений положения трубопровода с использованием переносного компьютера. Преимущество такого метода заключается в возможности непосредственно "на месте" уточнить наиболее важные для измерений участки трубопровода, а также не исключает более подробный последующий анализ и коррекцию данных в централизованном диспетчерском пункте.The analysis of the measured parameters was carried out in the central control room, the computer system of which is equipped with databases covering information about the set of similar sections of the gas pipeline, and an information-analytical (settlement) system that allows for a comprehensive analysis of the technical condition of a particular section of the gas pipeline. The information-analytical system includes calculated volumetric (spatial) models of the stress-strain state of the pipeline. These models reflect all of the indicated characteristics of the studied sections of the main gas pipeline, as well as the relationships between them. As a result of calculations using these models, predictive monitoring of areas of possible manifestations of stress corrosion cracking is carried out. In addition, if necessary, the analysis of the measured parameters can be quickly carried out directly in the process of field measurements of the position of the pipeline using a laptop computer. The advantage of this method is the ability to directly "on the spot" to specify the most important sections of the pipeline for measurements, and also does not exclude a more detailed subsequent analysis and correction of data in a centralized control center.
Предложенный способ выявления участков трубопровода, предрасположенных к коррозионному растрескиванию под напряжением, позволил решить все поставленные задачи по прогнозированию технического состояния трубопроводов и определению остаточного ресурса. Способ позволяет выявить как потенциально опасные участки магистрального газопровода, так и определить местоположение и степень опасности текущей коррозионной дефектности участков трубопровода. По сравнению с аналогичными техническими решениями данный способ позволяет осуществить более глубокий и точный анализ коррозионного состояния трубопроводов, поскольку используемые в нем расчетные модели созданы на основе апробированных физических теорий с учетом основных характеристических параметров, выявляющих наиболее коррозионно опасные участки трубопроводов. В результате осуществляемых в данном способе расчетов обеспечивается возможность прогнозирующего мониторинга технического состояния трубопровода и определения его остаточного ресурса, что является одним из важнейших параметров трубопроводов, определяющий уровень опасности возможных проявлений коррозионного растрескивания под напряжением магистрального трубопровода. Основным результатом применения изобретения является снижение аварийности магистральных трубопроводов, оптимизация его эксплуатации и ремонтных работ.The proposed method for identifying pipeline sections predisposed to stress corrosion cracking has made it possible to solve all the problems posed by predicting the technical condition of pipelines and determining the residual life. The method allows to identify both potentially dangerous sections of the main gas pipeline, and to determine the location and degree of danger of the current corrosion defects of the pipeline sections. Compared with similar technical solutions, this method allows for a deeper and more accurate analysis of the corrosion state of pipelines, since the calculation models used in it are created on the basis of proven physical theories taking into account the main characteristic parameters that reveal the most corrosive sections of pipelines. As a result of the calculations carried out in this method, it is possible to predictively monitor the technical condition of the pipeline and determine its residual life, which is one of the most important parameters of pipelines, which determines the level of danger of possible manifestations of corrosion cracking under stress of the main pipeline. The main result of the application of the invention is to reduce the accident rate of main pipelines, optimize its operation and repair work.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004107421/06A RU2262634C1 (en) | 2004-03-15 | 2004-03-15 | Method of detecting pipeline sections disposed to corrosion cracking under stressing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004107421/06A RU2262634C1 (en) | 2004-03-15 | 2004-03-15 | Method of detecting pipeline sections disposed to corrosion cracking under stressing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2262634C1 true RU2262634C1 (en) | 2005-10-20 |
Family
ID=35863157
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004107421/06A RU2262634C1 (en) | 2004-03-15 | 2004-03-15 | Method of detecting pipeline sections disposed to corrosion cracking under stressing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2262634C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2469238C1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Method to assess technical condition of insulation coating of underground pipeline |
| RU2554676C2 (en) * | 2009-12-07 | 2015-06-27 | Нуово Пиньоне С.п.А. | Method to design underwater equipment exposed to stress cracking caused by hydrogen |
| RU2633728C1 (en) * | 2016-09-29 | 2017-10-17 | Заурбек Камболатович Абаев | Method of detecting sections of main gas pipelines prone to stress corrosion cracking |
| RU2672242C1 (en) * | 2018-04-27 | 2018-11-12 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Method for determining the tension and round of the replacement of the plots of the linear part of the main pipelines |
| RU2798635C1 (en) * | 2021-12-22 | 2023-06-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Method for assessing the degree of danger of defective ring joints on main gas pipelines |
-
2004
- 2004-03-15 RU RU2004107421/06A patent/RU2262634C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2554676C2 (en) * | 2009-12-07 | 2015-06-27 | Нуово Пиньоне С.п.А. | Method to design underwater equipment exposed to stress cracking caused by hydrogen |
| RU2469238C1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Method to assess technical condition of insulation coating of underground pipeline |
| RU2633728C1 (en) * | 2016-09-29 | 2017-10-17 | Заурбек Камболатович Абаев | Method of detecting sections of main gas pipelines prone to stress corrosion cracking |
| RU2672242C1 (en) * | 2018-04-27 | 2018-11-12 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Method for determining the tension and round of the replacement of the plots of the linear part of the main pipelines |
| RU2798635C1 (en) * | 2021-12-22 | 2023-06-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Method for assessing the degree of danger of defective ring joints on main gas pipelines |
| RU2817232C2 (en) * | 2022-02-07 | 2024-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Method for assessing degree of danger of defective circular joints on main gas pipelines |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108918405B (en) | Online monitoring system and method for corrosion prevention effect of oil well pipeline | |
| US8447532B1 (en) | Metallic constructions integrity assessment and maintenance planning method | |
| US20110185814A1 (en) | Method for non-destructive investigation of the bottom of metallic tank structures | |
| Makar et al. | Inspecting systems for leaks, pits, and corrosion | |
| RU2264617C2 (en) | Method for non-contact detection of position and type of defects of metallic structures and device for realization of said method | |
| CN102954997A (en) | Non-contact magnetic stress detection method for pipe defects | |
| RU2459136C2 (en) | Method to monitor pipeline corrosion and device for its realisation | |
| RU2294482C1 (en) | Mode of control and detection of defects in pipelines out of ferromagnetic materials | |
| CN101122994A (en) | Pipe inspection maintenance and fee determination method | |
| De Silva et al. | Condition assessment to estimate failure rates in buried metallic pipelines | |
| RU2262634C1 (en) | Method of detecting pipeline sections disposed to corrosion cracking under stressing | |
| Kamaeva et al. | Remote inspection by the magnetic tomography method (MTM) to prevent the risks imposed by exploitation of Arctic offshore pipelines | |
| RU2633728C1 (en) | Method of detecting sections of main gas pipelines prone to stress corrosion cracking | |
| Henault et al. | How to characterize the airtightness of containment structures. Overview of monitoring techniques tested on VeRCoRs Mock Up | |
| CN115451800A (en) | Testing method of portable field testing imager for cement electric pole | |
| De Silva et al. | Condition assessment of cast iron and asbestos cement pipes by in-pipe probes and selective sampling for estimation of remaining life | |
| RU2138725C1 (en) | Method of prevention of break of gas lines | |
| Nicholas et al. | Practical condition assessment options for critical trunk watermains | |
| CN112098306A (en) | Steel bar corrosion detection device based on spontaneous magnetic flux leakage | |
| RU2715078C1 (en) | Method for determination of centers of developing underfilm corrosion of gas pipelines | |
| Aeran et al. | Life extension of ageing offshore structures: a framework for remaining life estimation | |
| CN109238767B (en) | Coastal area iron tower foundation structure reinforcing bars corrode Nondestructive method | |
| Rezaie et al. | Corrosion Risk Assessment at Anchor Shafts of Telecommunication Towers | |
| Naus | Report 19: Considerations for Use in Managing the Aging of Nuclear Power Plant Concrete Structures: State-of-the-Art Report of RILEM Technical Committee 160-MLN | |
| Kaewpradap | Validation of Top of the Line Corrosion Prediction Model Using Laboratory and Field Measurements |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110316 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140120 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160316 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20170613 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210316 |