RU2294482C1 - Mode of control and detection of defects in pipelines out of ferromagnetic materials - Google Patents
Mode of control and detection of defects in pipelines out of ferromagnetic materials Download PDFInfo
- Publication number
- RU2294482C1 RU2294482C1 RU2005132032/06A RU2005132032A RU2294482C1 RU 2294482 C1 RU2294482 C1 RU 2294482C1 RU 2005132032/06 A RU2005132032/06 A RU 2005132032/06A RU 2005132032 A RU2005132032 A RU 2005132032A RU 2294482 C1 RU2294482 C1 RU 2294482C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- magnetic induction
- gradient
- module
- value
- pipeline
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к области неразрушающего контроля трубопроводного транспорта и может найти применение для обнаружения дефектов в трубопроводах, применяемых в системах поддержания пластового давления, промыслового сбора нефти и газа, продуктопроводов, газораспределительных сетях населенных пунктов, магистральных газо- и нефтепроводов, в системах водоснабжения и канализации жилищно-коммунального хозяйства, трубопроводах химических производств.The present invention relates to the field of non-destructive testing of pipeline transport and can be used to detect defects in pipelines used in reservoir pressure maintenance systems, field oil and gas gathering, product pipelines, gas distribution networks of settlements, gas and oil pipelines, in water supply and sewage systems housing and communal services, chemical production pipelines.
Известен «Способ контроля состояния магистрального трубопровода» (патент РФ 2174645 С2, МПК F 17 D 5/02, Опубл. 10.10.2001 г. БИ №28), заключающийся в непрерывном визуальном осмотре поверхности трассы магистрального трубопровода с помощью стационарно установленной тепловизионной аппаратуры, включающей тепловизионные камеры и радиопередатчики, установленные на опорах воздушной линии электропередачи катодной защиты трубопровода, сооружаемой вдоль трассы, а также радиоприемное, вычислительное, видеоконтрольное и печатающее устройства, установленные на ближайшей вверх по движению транспортируемого продукта перекачивающей станции, где по запросу оператора, а при появлении утечек автоматически в реальном масштабе времени развертываются на экране видеоконтрольного устройства изображения тепловых полей, а с помощью печатающего устройства документируется цифровая информация осматриваемых участков.The well-known "Method of monitoring the state of the main pipeline" (RF patent 2174645 C2, IPC F 17 D 5/02, Publ. 10.10.2001, BI No. 28), which consists in continuous visual inspection of the surface of the route of the main pipeline using a stationary thermal imaging equipment, including thermal imaging cameras and radio transmitters installed on the supports of the overhead power line of the cathodic protection of the pipeline being built along the route, as well as radio, computing, video monitoring and printing devices, are installed at the next upward movement of the transported product transfer station, where at the request of the operator, and when a leak automatically in real time on the screen deployed monitor device thermal image fields, and using the printing apparatus documented digital information inspection area.
Указанный способ не применим при отсутствии катодной защиты трубопроводов, он не способен дать информацию при отсутствии градиентов температуры, в частности в трубопроводах поддержания пластового давления.The specified method is not applicable in the absence of cathodic protection of pipelines, it is not able to provide information in the absence of temperature gradients, in particular in pipelines to maintain reservoir pressure.
Известен также «Способ внутритрубной диагностики» (патент РФ 2169308 C1 F 17 D 5/02 Опубл. 20.06.2001 г. БИ №17), включающий определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, совмещение и дополнение результатов исследований в процессе анализа полученных данных, согласно изобретению дополнительно производят исследование стенок трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого совмещают с результатами измерений ультразвуковым методом и методом магнитных истечений. Изобретение позволяет повысить надежность внутритрубной диагностики за счет повышения точности определения длины трещины и возможности диагностирования паутинной и многоканальной коррозии и длинношовного усталостного растрескивания.Also known is the "Method of in-line diagnostics" (RF patent 2169308 C1 F 17 D 5/02 Publ. June 20, 2001 BI No. 17), including the determination of defects by the ultrasonic method, the determination of defects by the method of magnetic expiration, the combination and addition of research results in the analysis process According to the invention, the obtained data additionally investigates the walls of the pipeline by the magneto-optical method, the results of which are combined with the results of measurements by the ultrasonic method and the magnetic outflow method. The invention improves the reliability of in-line diagnostics by increasing the accuracy of determining the crack length and the ability to diagnose spider and multichannel corrosion and long-term fatigue cracking.
Однако этот метод предполагает контактное измерение при помощи внутритрубного снаряда, что не везде возможно и целесообразно (из-за большого объема подготовительных работ и соответственно большой стоимости и применим только для специально обустроенных трубопроводов).However, this method involves contact measurement using an in-tube projectile, which is not always possible and advisable (due to the large amount of preparatory work and, accordingly, the high cost, and is applicable only to specially equipped pipelines).
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является «Способ прогнозирования течей в трубопроводах» (патент РФ 2062394 C1 F 17 D 5/02, Опубл. БИ №17 20.06.96 г.), заключающийся в измерении над трубопроводом градиента горизонтальной составляющей напряженности собственного магнитного поля трубопровода α, ориентированной вдоль его оси, и отношение вертикальной и горизонтальной составляющих магнитного поля β. Принцип: измеряют модули характеристических параметров трубопроводов, сравнивают их изменения на границах дискретных участков и по максимальному модулю градиента определяют местоположение прогнозируемой течи в трубопроводе, а по модулю отношений составляющих напряженности собственного магнитного поля трубопровода идентифицируют вид и размеры дефекта.Closest to the technical nature of the claimed is the "Method for predicting leaks in pipelines" (RF patent 2062394 C1 F 17 D 5/02, Publ. BI No. 17.06.06.06), which consists in measuring the gradient of the horizontal component of the intrinsic magnetic intensity over the pipeline field pipeline α, oriented along its axis, and the ratio of vertical and horizontal components of the magnetic field β. Principle: measure the modules of the characteristic parameters of the pipelines, compare their changes at the boundaries of discrete sections and determine the location of the predicted leak in the pipeline using the maximum gradient modulus, and determine the type and size of the defect by modulating the ratios of the components of the intrinsic magnetic field strength of the pipeline.
Общими признаками заявленного изобретения и ближайшего аналога являются контроль и обнаружение дефектов на трубопроводах из ферромагнитных материалов.Common features of the claimed invention and the closest analogue are the control and detection of defects in pipelines of ferromagnetic materials.
Недостатками известного способа являются то, что он применим для исследования ближнего поля, значит, предполагается как минимум контакт датчика с поверхностью и как максимум - незначительное удаление. С помощью этого способа определяют местоположение прогнозируемой течи, в то время как основная задача заключается в определении дефектов, находящихся на разных стадиях развития.The disadvantages of this method are that it is applicable for the study of the near field, which means that at least the contact of the sensor with the surface and at the very least a slight removal are assumed. Using this method, the location of the predicted leak is determined, while the main task is to identify defects that are at different stages of development.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности определения дефектов, их ранжирование по степени опасности и определения состояния тела трубопроводов неконтактным способом, снижение трудоемкости (нет необходимости использования дополнительной аппаратуры, нет необходимости доступа к телу трубы).The technical task of the invention is to increase the efficiency of defect detection, their ranking according to the degree of danger and determining the state of the pipeline body in a non-contact way, reducing the complexity (there is no need to use additional equipment, there is no need to access the pipe body).
Техническая задача решается измерением абсолютной величины модуля магнитной индукции, измеряемой в Тл (Тесла) и/или градиента величины модуля магнитной индукции, измеряемой в Тл (Тесла), построением графика зависимости величины модуля магнитной индукции и/или градиента величины модуля магнитной индукции от расстояния, нахождением средних значений величин магнитной индукции и/или градиента величины модуля магнитной индукции для выбранного участка, определением величины среднеквадратичных отклонений и выделением области, где величины значений модуля индукции магнитного поля и/или градиента величины модуля магнитной индукции равны или превышают удвоенное значение величины среднеквадратичных отклонений, после чего определяют на местности участки, соответствующие выделенным на графике областям, и в этих местах осуществляют контроль трубопровода неразрушающими методами.The technical problem is solved by measuring the absolute value of the magnetic induction module, measured in T (Tesla) and / or the gradient of the magnitude of the magnetic induction module, measured in T (Tesla), plotting the magnitude of the magnetic induction module and / or the gradient of the magnitude of the magnetic induction on distance, finding the average values of the magnitude of the magnetic induction and / or the gradient of the magnitude of the magnetic induction module for the selected area, determining the magnitude of the standard deviations and highlighting the area where the values values of the magnetic field induction module and / or gradient, the magnitudes of the magnetic induction module are equal to or double the value of the standard deviations, and then the areas corresponding to the areas highlighted on the graph are determined on the ground, and the pipeline is monitored in these places by non-destructive methods.
Предпочтительно, если в способе средние значения величин модуля магнитной индукции и/или градиента модуля магнитной индукции определяют для участков трубопровода с одинаковым расстоянием между датчиком и осью трубопровода (в случае подземного или подводного исполнения - глубиной залегания, т.е. трубопровод уложен примерно на одинаковой глубине). Разброс положения оси трубопровода от "постоянной" может быть ±0,5 м. Расстояние от датчика до оси трубопровода регламентируется только чувствительностью применяемой системы (аппаратуры) для проведения измерений.It is preferable if in the method the average values of the magnetic induction module and / or the gradient of the magnetic induction module are determined for sections of the pipeline with the same distance between the sensor and the axis of the pipeline (in the case of underground or underwater execution, the depth, i.e. the pipeline is laid at approximately the same depth). The spread in the position of the axis of the pipeline from the “constant” can be ± 0.5 m. The distance from the sensor to the axis of the pipeline is governed only by the sensitivity of the system (equipment) used for measurements.
Величину модуля магнитной индукции и/или градиента модуля магнитной индукции измеряют с дискретностью 0,25-0,5 м, а в случае необходимости - чаще.The magnitude of the magnetic induction module and / or the gradient of the magnetic induction module is measured with a resolution of 0.25-0.5 m, and, if necessary, more often.
Основными факторами, приводящими к снижению надежности трубопроводов, являются:The main factors leading to a decrease in the reliability of pipelines are:
1) коррозионное повреждение наружных поверхностей трубопроводов вследствие нарушения изоляции;1) corrosion damage to the outer surfaces of pipelines due to insulation failure;
2) эрозионное повреждение внутренних поверхностей трубопроводов вследствие межкристаллитной коррозии и гидродинамических ударов транспортируемого продукта, приводящих к потере металла в стенке трубы;2) erosion damage to the internal surfaces of pipelines due to intergranular corrosion and hydrodynamic shock of the transported product, leading to the loss of metal in the pipe wall;
3) дефекты сварочных работ.3) defects in welding operations.
Эти факторы при определенных условиях могут привести к трещинообразованию и разрыву металла.Under certain conditions, these factors can lead to cracking and rupture of the metal.
Известно, что дефект на трубе является концентратором напряжений. Напряжения такого рода на ферромагнитном материале приводят к дополнительной намагниченности в области дефекта.It is known that a defect in a pipe is a stress concentrator. Stresses of this kind on a ferromagnetic material lead to additional magnetization in the region of the defect.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
На местности вдоль трубопровода осуществляют измерение магнитной индукции и/или градиента магнитной индукции с дискретностью (шагом) 0,25-0,5 м (а в случае необходимости - чаще). Для проведения измерений могут быть использованы приборы, регистрирующие модуль магнитной индукции и/или градиент модуля магнитной индукции магнитного поля. Например: квантовые, протоновые (в том числе основанные на эффекте Оверхаузера), магниторезистивные магнитометры и магнитометры, основанные на эффекте Зеемана.On the ground along the pipeline, the magnetic induction and / or the magnetic induction gradient are measured with a resolution (increment) of 0.25-0.5 m (and, if necessary, more often). For measurements, instruments can be used that register the magnetic induction module and / or the gradient of the magnetic induction module of the magnetic field. For example: quantum, proton (including those based on the Overhauser effect), magnetoresistive magnetometers, and magnetometers based on the Zeeman effect.
В процессе проведения измерений вдоль трубопровода получают график зависимости величины модуля магнитной индукции и/или градиента модуля магнитной индукции от расстояния и находят средние значения величин модуля магнитной индукции и/или градиента модуля магнитной индукции для выбранного участка с одинаковым расстоянием между датчиком и осью трубопровода.During measurements along the pipeline, a graph of the dependence of the magnitude of the magnetic induction module and / or the gradient of the magnetic induction module on the distance is obtained and the average values of the magnitude of the magnetic induction module and / or gradient of the magnetic induction module are found for the selected section with the same distance between the sensor and the axis of the pipeline.
Затем определяют величины среднеквадратичных отклонений и выделяют области, где величины значений модуля индукции магнитного поля и/или градиента модуля магнитной индукции равны или превышают удвоенное значение величины среднеквадратичных отклонений.Then, the values of standard deviations are determined and the regions where the values of the magnetic field modulus and / or the gradient of the magnetic induction modulus are equal to or greater than twice the value of the standard deviations are determined.
Выход измеряемой величины за пределы «среднее значение плюс/минус два среднеквадратичных отклонения измеряемой величины» являются свидетельством перехода технической системы (в нашем случае трубопровода) в аварийное состояние.The measured value beyond the "average plus / minus two standard deviations of the measured value" limits is an indication of the transition of the technical system (in our case, the pipeline) to an emergency state.
Выделенные на графике области определяют на местности, и на этих участках проводят неразрушающий контроль трубопровода. Как правило, на этих участках отмечаются либо дефекты либо области, представляющие потенциальную угрозу возникновения дефектов.The areas highlighted on the graph are determined on the ground, and non-destructive testing of the pipeline is carried out in these areas. As a rule, either defects or areas that represent a potential threat of defects are noted in these areas.
Сущность способа поясняется с помощью чертежа на конкретном примере.The essence of the method is illustrated using the drawing on a specific example.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Измерения проводились на нефтепроводе на одном из месторождений ОАО «Татнефть». Измерения проводились шаговым магнетометром ММ-60, шаг измерений составлял - 0,25 м. После обработки измерений в полевых условиях с использованием переносного компьютера - ноутбука (результаты представлены на чертеже) было проведено шурфование в точках 1 и 2. В точке 1 обнаружен сварной шов без видимых дефектов. В точке №1 был произведен рентгенографический контроль обнаруженного сварного шва. Рентгенографический контроль показал наличие непровара в корне шва длиной - 250 мм, шириной 1-1,5 мм, что не соответствует требованиям ВСН 012-88. В точке 2 обнаружен микропорыв (происходило истечение перекачиваемой жидкости из коррозионной язвы в теле трубопровода); 3 - величины среднеквадратичных отклонений; 4 - средние значения величин магнитной индукции.The measurements were carried out on an oil pipeline at one of the fields of OAO Tatneft. The measurements were carried out with an MM-60 step magnetometer, the measurement step was 0.25 m. After processing the measurements in the field using a laptop computer (laptop (results are shown in the drawing), holes were drilled at points 1 and 2. At point 1, a weld was detected no visible defects. At point No. 1, an X-ray inspection of the detected weld was performed. X-ray control showed the presence of lack of penetration in the root of the seam with a length of 250 mm and a width of 1-1.5 mm, which does not meet the requirements of BCH 012-88. At point 2, a micro-rupture was detected (pumped liquid outflowed from a corrosion ulcer in the pipeline body); 3 - values of standard deviations; 4 - average values of magnetic induction.
Предлагаемый способ обнаружения дефектов неконтактный, неразрушающий, не требует выполнения земляных работ при измерении, снижает трудовые затраты на выполнение измерений (работу выполняют два человека), имеет перспективы осуществления высокого уровня автоматизации, позволяет документировать результаты измерений, строить базу данных, на основе которой можно построить систему сплошности стенок трубопровода и проверки качества монтажных работ. Способ применим для всего сортамента трубопроводов, выполненных из ферромагнитных материалов и с использованием ферромагнитных материалов (например, металлопластиковые трубы).The proposed method for detecting defects is non-contact, non-destructive, does not require earthworks during measurement, reduces labor costs for performing measurements (two people perform the work), has the prospect of a high level of automation, allows you to document measurement results, build a database on which to build a system of continuity of the walls of the pipeline and quality control of installation works. The method is applicable to the entire range of pipelines made of ferromagnetic materials and using ferromagnetic materials (for example, plastic pipes).
Данный способ контроля и обнаружения дефектов на трубопроводах из ферромагнитных материалов позволяет проводить измерения в наземном, подземном, надводном и подводном исполнении трубопроводов при наличии соответствующего оборудования.This method of monitoring and detecting defects in pipelines made of ferromagnetic materials allows measurements in the surface, underground, surface and underwater versions of pipelines with the appropriate equipment.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005132032/06A RU2294482C1 (en) | 2005-10-18 | 2005-10-18 | Mode of control and detection of defects in pipelines out of ferromagnetic materials |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005132032/06A RU2294482C1 (en) | 2005-10-18 | 2005-10-18 | Mode of control and detection of defects in pipelines out of ferromagnetic materials |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2294482C1 true RU2294482C1 (en) | 2007-02-27 |
Family
ID=37990736
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005132032/06A RU2294482C1 (en) | 2005-10-18 | 2005-10-18 | Mode of control and detection of defects in pipelines out of ferromagnetic materials |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2294482C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2453760C2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Газпромнефть" | Method of diagnosing technical state of underground pipelines (versions) |
WO2013019136A1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-02-07 | Petroliam Nasional Berhard (Petronas) | System and method for inspecting a subsea pipeline |
RU2504763C1 (en) * | 2012-09-12 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Диагностические системы" (Company Limited "DIAS") | Method and device for diagnostics of technical state of underground pipelines |
RU2506581C2 (en) * | 2011-11-22 | 2014-02-10 | Александр Игоревич Любомудров | Method of remote magnetometry for diagnostics of pipelines and device for its realisation |
RU2510500C1 (en) * | 2012-09-12 | 2014-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Диагностические системы" (Company Limited "DIAS") | Method and device for diagnostics of buried pipeline |
RU2563656C1 (en) * | 2014-12-09 | 2015-09-20 | Акционерное общество "Гипрогазцентр" | Method of positioning of annular welding joints of underground steel pipeline |
RU2811250C1 (en) * | 2023-05-12 | 2024-01-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Вологодский государственный университет" | Method for determining amount of natural gas released during leakage through defects in gas pipelines, leaking valve connections, fittings and metering devices |
-
2005
- 2005-10-18 RU RU2005132032/06A patent/RU2294482C1/en active IP Right Revival
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2453760C2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Газпромнефть" | Method of diagnosing technical state of underground pipelines (versions) |
WO2013019136A1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-02-07 | Petroliam Nasional Berhard (Petronas) | System and method for inspecting a subsea pipeline |
CN104160203A (en) * | 2011-07-29 | 2014-11-19 | 马来西亚国家石油公司 | System and method for inspecting a subsea pipeline |
RU2635751C2 (en) * | 2011-07-29 | 2017-11-15 | Петролиум Нэшнл Берхад (ПЕТРОНАС) | System and method for inspecting underwater pipelines |
RU2506581C2 (en) * | 2011-11-22 | 2014-02-10 | Александр Игоревич Любомудров | Method of remote magnetometry for diagnostics of pipelines and device for its realisation |
RU2504763C1 (en) * | 2012-09-12 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Диагностические системы" (Company Limited "DIAS") | Method and device for diagnostics of technical state of underground pipelines |
RU2510500C1 (en) * | 2012-09-12 | 2014-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Диагностические системы" (Company Limited "DIAS") | Method and device for diagnostics of buried pipeline |
RU2563656C1 (en) * | 2014-12-09 | 2015-09-20 | Акционерное общество "Гипрогазцентр" | Method of positioning of annular welding joints of underground steel pipeline |
RU2811250C1 (en) * | 2023-05-12 | 2024-01-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Вологодский государственный университет" | Method for determining amount of natural gas released during leakage through defects in gas pipelines, leaking valve connections, fittings and metering devices |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Boaz et al. | An overview of pipeline leak detection and location systems | |
US8447532B1 (en) | Metallic constructions integrity assessment and maintenance planning method | |
EP2808677B1 (en) | Method for non-contact metallic constructions assessment | |
US9176096B2 (en) | Apparatus and method for metallic constructions assessment | |
RU2294482C1 (en) | Mode of control and detection of defects in pipelines out of ferromagnetic materials | |
CN102954997A (en) | Non-contact magnetic stress detection method for pipe defects | |
CN103075641A (en) | Non-contact pipeline magnetic detection method | |
RU2264617C2 (en) | Method for non-contact detection of position and type of defects of metallic structures and device for realization of said method | |
Usarek et al. | Inspection of gas pipelines using magnetic flux leakage technology | |
US10942083B2 (en) | System and method for the prediction of leakage in a pipeline | |
Apperl et al. | Feasibility of locating leakages in sewage pressure pipes using the distributed temperature sensing technology | |
RU2301941C1 (en) | Method of detecting defects of pipelines | |
Bhadran et al. | Non-contact flaw detection and condition monitoring of subsurface metallic pipelines using magnetometric method | |
CN109521084A (en) | A kind of buried pipeline weak magnetic method of determination and evaluation | |
CN103196991A (en) | Complete-coverage transient electromagnetic detection method for continuously diagnosing corrosion and defects of pipe body metal | |
Zhao et al. | Collaborative detection and on-line monitoring of pipeline stress in oil and gas stations | |
Ariaratnam et al. | Development of an innovative free-swimming device for detection of leaks in oil and gas pipelines | |
Abdel-Aleem et al. | Multisensor data fusion for the simultaneous location and condition assessment of underground water pipelines | |
Gao et al. | Model test study on oil leakage and underground pipelines using ground penetrating radar | |
RU2360230C1 (en) | Method of detecting pipe sections, prone to internal corrosion | |
RU2536778C1 (en) | Method of detection of local defects of metal of buried pipeline | |
Lee et al. | Condition Assessment Technologies for water transmission and sewage conveyance systems | |
He et al. | A novel non-contact, magnetic-based stress inspection technology and its application to stress concentration zone diagnosis in pipelines | |
Dzhala et al. | Information Technology of Surveys and Diagnostics of Underground Pipelines | |
Adenubi et al. | A Review of Leak Detection Systems for Natural Gas Pipelines and Facilities |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071019 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20081220 |