RU2347136C1 - Method for detecting infield pipeline defects - Google Patents
Method for detecting infield pipeline defects Download PDFInfo
- Publication number
- RU2347136C1 RU2347136C1 RU2007142585/06A RU2007142585A RU2347136C1 RU 2347136 C1 RU2347136 C1 RU 2347136C1 RU 2007142585/06 A RU2007142585/06 A RU 2007142585/06A RU 2007142585 A RU2007142585 A RU 2007142585A RU 2347136 C1 RU2347136 C1 RU 2347136C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- defects
- sections
- pipelines
- ultrasonic testing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для контроля и выявления дефектов в трубопроводах, применяемых для перекачки нефти, нефтепродуктов, пластовых вод.The invention relates to pipeline transport and can be used to control and detect defects in pipelines used for pumping oil, oil products, produced water.
Известен бесконтактный магнитометрический способ диагностики технического состояния трубопроводов, основанный на регистрации и анализе аномалий напряженности магнитного поля, возникающих в зонах концентрации продольных и поперечных напряжений, в зонах пластической деформации, изменения структуры металла на участках предразрушения и разрушения металла (РД 102-008-2002. Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом. М., АО ВНИИСТ, 2003). Способ обеспечивает обнаружение и регистрацию дефектных участков трубопроводов и позволяет классифицировать зарождающиеся и развивающиеся дефекты по степени опасности, но не гарантирует выявление дефектов, не вызывающих изменение уровня напряженно-деформированного состояния металла, таких как сквозные дефекты, питтинговые коррозионные поражения.A non-contact magnetometric method for diagnosing the technical condition of pipelines is known, based on the recording and analysis of anomalies in the magnetic field strength arising in the concentration zones of longitudinal and transverse stresses, in the zones of plastic deformation, changes in the metal structure in the areas of prefracture and fracture of the metal (RD 102-008-2002. Instructions for diagnosing the technical condition of pipelines by non-contact magnetometric method. M., JSC VNIIST, 2003). The method provides for the detection and registration of defective sections of pipelines and allows you to classify nascent and developing defects according to the degree of danger, but does not guarantee the identification of defects that do not cause a change in the level of stress-strain state of the metal, such as through defects, pitting corrosion lesions.
Известен способ акустического контроля трубопроводов (патент РФ №2247370, МПК G01N 29/04), согласно которому в контроллруемом участке трубопровода возбуждают импульсы свободных упругих колебаний, изменяют нагрузку последовательно во всех локальных зонах участка и для каждой зоны производят по два измерения при разных акустических нагрузках зоны путем приема упругих колебаний с измерением их частоты в максимально возможной близости от данной локальной зоны. О наличии и местоположении дефектов судят по наличию и местоположению локальных зон, характеризующихся скачкообразным изменением результатов в первом и втором измерениях. При этом два различных состояния акустической нагрузки локальных зон создают замораживанием жидкости внутри трубопровода одновременно на всем его контролируемом участке и ее последующим постепенным размораживанием последовательно во всех локальных зонах этого участка. Данный способ невозможно использовать для контроля находящихся в эксплуатации подземных трубопроводов, перекачивающих, например, нефть или нефтепродукты, т.к. для этого пришлось бы останавливать эксплуатацию трубопровода и освобождать его от продукта.A known method of acoustic monitoring of pipelines (RF patent No. 2243770, IPC G01N 29/04), according to which pulses of free elastic vibrations are excited in a controlled section of the pipeline, the load is changed sequentially in all local zones of the section, and for each zone two measurements are made at different acoustic loads zone by receiving elastic vibrations with a measurement of their frequency as close as possible to a given local zone. The presence and location of defects is judged by the presence and location of local zones, characterized by an abrupt change in the results in the first and second dimensions. In this case, two different states of the acoustic load of the local zones are created by freezing the liquid inside the pipeline simultaneously over its entire controlled area and its subsequent gradual thawing in series in all local areas of this area. This method cannot be used to control underground pipelines in operation that pump, for example, oil or oil products, because To do this, it would be necessary to stop the operation of the pipeline and release it from the product.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по совокупности существенных признаков является способ обнаружения дефектов внутрипромысловых трубопроводов, описанный в патенте РФ №2301941, МПК F17D 5/02. Указанный способ включает измерение над трубопроводом характеристик магнитного поля в процессе перемещения датчика вдоль трубопровода, выявление потенциально опасных участков трубопровода и определение их местоположения. После чего эти участки раскапывают и осуществляют визуально-измерительный контроль с использованием ультразвуковых или вихретоковых толщиномеров. Данный способ, однако, не гарантирует выявление сквозных дефектов, а использование в шурфах для визуально-измерительного контроля толщиномеров позволяет осуществлять отбраковку лишь по уменьшению толщины стенки трубы более нормированного значения, не обеспечивает выявление мелких дефектов продольной и поперечной ориентации, а также дефектов, вызванных коррозионными поражениями в виде питтинга или сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением как в шурфе, так и за границами шурфа.Closest to the proposed invention in terms of essential features is a method for detecting defects in infield pipelines described in RF patent No. 2301941, IPC F17D 5/02. The specified method includes measuring the magnetic field characteristics over the pipeline in the process of moving the sensor along the pipeline, identifying potentially dangerous sections of the pipeline and determining their location. After that, these sites are excavated and visual-measuring control is carried out using ultrasonic or eddy current thickness gauges. This method, however, does not guarantee the identification of through defects, and the use of thickness gauges in pits for visual measuring control of thicknesses allows rejection only by reducing the pipe wall thickness of a more normalized value, and does not detect small defects of longitudinal and transverse orientations, as well as defects caused by corrosion lesions in the form of pitting or sulfide stress corrosion cracking both in the pit and beyond the pit.
Задачей настоящего изобретения является расширение объема и качества контроля находящихся в эксплуатации подземных трубопроводов.The objective of the present invention is to expand the volume and quality control of underground pipelines in operation.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе обнаружения дефектов внутрипромысловых трубопроводов, включающем измерение над трубопроводом характеристик магнитного поля в процессе перемещения датчика вдоль трубопровода, выявление потенциально опасных участков трубопровода и определение их положения на местности, вскрытие этих участков и осуществление в них ультразвукового контроля, в отличие от прототипа ультразвуковой контроль осуществляют, возбуждая упругие изгибные и продольные колебания, и одновременно трубопровод подвергают импульсной нагрузке путем частичного перекрытия потока жидкости на конце контролируемого участка. О наличии дефектов судят по уменьшению амплитуды и несущей частоты отраженных сигналов.The problem is solved due to the fact that in the method for detecting defects in infield pipelines, which includes measuring the characteristics of the magnetic field over the pipeline during the movement of the sensor along the pipeline, identifying potentially dangerous sections of the pipeline and determining their position on the ground, opening these sections and performing ultrasonic monitoring in them , unlike the prototype, ultrasonic testing is carried out by exciting elastic bending and longitudinal vibrations, and at the same time the pipeline subjected to a pulsed load by partially blocking the fluid flow at the end of the controlled area. The presence of defects is judged by a decrease in the amplitude and carrier frequency of the reflected signals.
Технический результат, достигаемый при осуществлении данного изобретения, заключается в том, что совокупность предложенных действий позволяет обнаруживать дефекты различного характера не только в самом шурфе, но и за его границей на значительном расстоянии, поскольку распространение возбуждаемых упругих изгибных и продольных колебаний идет по трубе в разные стороны на длину от нескольких сот метров для труб в отличном состоянии до нескольких метров для труб в плохом состоянии, что во много раз больше длины стандартного шурфа, составляющей 4 метра (РД 39-132-94). При этом импульсная нагрузка, осуществляемая путем частичного перекрытия потока жидкости на конце контролируемого участка, способствует раскрытию мелких дефектов и получению дополнительной информации о состоянии контролируемого участка. В целом это позволяет увеличить как объем, так и качество контроля трубопровода, используя для этого существующий шурф.The technical result achieved by the implementation of this invention is that the combination of the proposed actions makes it possible to detect defects of various nature not only in the pit itself, but also beyond its boundary at a considerable distance, since the propagation of excited elastic bending and longitudinal vibrations goes through the pipe in different sides for a length of several hundred meters for pipes in excellent condition to several meters for pipes in poor condition, which is many times greater than the length of a standard pit, is 4 meters (RD 39-132-94). In this case, the impulse load, carried out by partially blocking the fluid flow at the end of the controlled area, helps to reveal minor defects and obtain additional information about the state of the controlled area. In general, this allows to increase both the volume and quality of the pipeline control, using the existing pit for this.
Сущность изобретения можно пояснить следующим конкретным примером.The invention can be illustrated by the following specific example.
Был осуществлен контроль внутрипромыслового трубопровода для перекачки нефти протяженностью 10000 километров, диаметром 159х6 из Ст.20, изоляционное покрытие ПВХЛ, рабочее давление 3 МПа, температура 10°С, категория 1. Сначала были выявлены потенциально опасные участки трубопровода путем измерения над трубопроводом характеристик магнитного поля с помощью бесконтактного комплекса магнитометрической диагностики КМД-01 (Россия), в состав которого входили блоки индукционных и феррозондовых магнитомеров и блок сбора данных. Местоположение выявленного потенциально опасного участка было определено на местности и осуществлено его вскрытие. Далее на этом участке был проведен ультразвуковой контроль с помощью системы Wave-maker фирмы Guided Ultrasonics (Великобритания).An infield pipeline for pumping oil with a length of 10,000 kilometers, diameter 159x6 from Art. 20, PVCL insulation coating, working pressure of 3 MPa, temperature 10 ° C, category 1 was monitored. First, potentially dangerous sections of the pipeline were identified by measuring magnetic field characteristics over the pipeline using a non-contact complex of magnetometric diagnostics KMD-01 (Russia), which included blocks of induction and flux-gage magnetometers and a data collection unit. The location of the identified potentially dangerous site was determined on the ground and its autopsy was carried out. Further, ultrasound testing was performed on this site using the Wave-maker system from Guided Ultrasonics (Great Britain).
На фиг.1 представлен общий вид контролируемого участка в шурфе №1, на фиг.2 показана общая диаграмма сканирования этого участка при полностью открытой задвижке, на фиг.3 дана диаграмма сканирования участка на расстоянии 10,5-12,0 м в положительном направлении от места установки датчиков, где наблюдается скопление нескольких локальных дефектов высокой степени опасности, на фиг.4 представлена диаграмма сканирования с локальным дефектом высокой степени опасности. Результаты контроля участка трубопровода в шурфе №1 с классификацией дефектов по степени опасности представлены в Таблице 1. Анализ представленных результатов контроля показывает, что на данном участке были выявлены дефекты высокой и средней степени опасности в одну и другую сторону от шурфа на расстоянии до 30 м. Наличие мелких дефектов при этом не обнаружено.Figure 1 presents a General view of the monitored area in pit No. 1, Figure 2 shows a general diagram of the scan of this section with the valve fully open, Figure 3 shows the diagram of scanning the section at a distance of 10.5-12.0 m in the positive direction from the place of installation of the sensors, where there is an accumulation of several local defects of a high degree of danger, figure 4 presents a scan diagram with a local defect of a high degree of danger. The results of the inspection of the pipeline section in pit No. 1 with the classification of defects according to the degree of danger are presented in Table 1. Analysis of the presented control results shows that defects of a high and medium degree of danger were detected in this section on one side and the other from the pit at a distance of up to 30 m. The presence of minor defects was not detected.
На фиг.5 показан общий вид участка испытаний в шурфе №2, на фиг.6 представлена общая диаграмма сканирования этого участка, когда была проведена его импульсная нагрузка путем перекрытия задвижки на конце участка на 1/2 сечения трубопровода, на фиг.7 представлена диаграмма локального дефекта. В таблице 2 приведены результаты контроля в шурфе №2. Как видно из представленных данных, на этом участке значительных дефектов не обнаружено, но с закрытием задвижки на 1/2 сечения трубопровода на расстоянии 8,14 м от места установки датчиков под землей обнаружен дефект малой степени опасности, представляющий собой локальное пятно развивающейся коррозии. В стандартном поисковом режиме данный дефект не определялся.Figure 5 shows a General view of the test section in pit No. 2, Figure 6 shows a general diagram of the scan of this section when it was pulsed by closing the valve at the end of the section 1/2 section of the pipeline, Figure 7 shows a diagram local defect. Table 2 shows the control results in pit No. 2. As can be seen from the data presented, no significant defects were detected in this area, but with the shutter closing 1/2 the pipe cross section at a distance of 8.14 m from the installation site of the sensors, a low-risk defect was found, which is a local spot of developing corrosion. In the standard search mode, this defect was not detected.
Таким образом, предлагаемый способ обнаружения дефектов внутрипромысловых трубопроводов позволяет в полевых условиях оперативно контролировать их состояние и выявлять дефекты не только высокой и средней, но также и малой степени опасности за границей шурфа по обе его стороны.Thus, the proposed method for detecting defects in infield pipelines allows in field conditions to quickly monitor their condition and identify defects not only of high and medium, but also of a small degree of danger beyond the boundary of the pit on both sides.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007142585/06A RU2347136C1 (en) | 2007-11-19 | 2007-11-19 | Method for detecting infield pipeline defects |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007142585/06A RU2347136C1 (en) | 2007-11-19 | 2007-11-19 | Method for detecting infield pipeline defects |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2347136C1 true RU2347136C1 (en) | 2009-02-20 |
Family
ID=40531848
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007142585/06A RU2347136C1 (en) | 2007-11-19 | 2007-11-19 | Method for detecting infield pipeline defects |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2347136C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105181271A (en) * | 2015-07-14 | 2015-12-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | Relief device for pipeline leakage monitoring system performance test and testing method |
RU2596242C1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (ОАО "АК "Транснефть") | Method for ultrasonic inspection |
RU2607766C2 (en) * | 2015-06-25 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Method for evaluation of geometrical dimensions of pipe section wall and weld seams defects according to ultrasonic intra-pipe defectoscope data with the help of related indications search |
CN108119762A (en) * | 2017-12-18 | 2018-06-05 | 重庆科技学院 | A kind of stereoscopic multi-layer time oil-gas pipeline safety detecting system |
-
2007
- 2007-11-19 RU RU2007142585/06A patent/RU2347136C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КАРМАЗИНОВ Ф.В. Вода, нефть, газ и трубы в нашей жизни. - СПб.: Наука и техника, 2005, с.231-237. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2596242C1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (ОАО "АК "Транснефть") | Method for ultrasonic inspection |
RU2607766C2 (en) * | 2015-06-25 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Method for evaluation of geometrical dimensions of pipe section wall and weld seams defects according to ultrasonic intra-pipe defectoscope data with the help of related indications search |
CN105181271A (en) * | 2015-07-14 | 2015-12-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | Relief device for pipeline leakage monitoring system performance test and testing method |
CN105181271B (en) * | 2015-07-14 | 2019-05-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Bleeder and test method for line leakage system performance testing |
CN108119762A (en) * | 2017-12-18 | 2018-06-05 | 重庆科技学院 | A kind of stereoscopic multi-layer time oil-gas pipeline safety detecting system |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8091427B2 (en) | Nondestructive inspection apparatus and nondestructive inspection method using guided wave | |
US7706988B2 (en) | Method for improved crack detection and discrimination using circumferential magnetic flux leakage | |
RU2347136C1 (en) | Method for detecting infield pipeline defects | |
Usarek et al. | Inspection of gas pipelines using magnetic flux leakage technology | |
Anastasopoulos et al. | ACOUSTIC EMISSION LEAK DETECTION OF LIQUID FILLED BURIED PIPELINE. | |
Rizzo | NDE/SHM of underwater structures: a review | |
Wagner et al. | Guided wave testing performance studies: comparison with ultrasonic and magnetic flux leakage pigs | |
US20130104659A1 (en) | Method for Non-Destructive Testing | |
RU2526579C2 (en) | Testing of in-pipe inspection instrument at circular pipeline site | |
KR101499612B1 (en) | Wall-thinning condition management system and method using ultrasonic scanning | |
Donazzolo et al. | Determination of wall thickness and condition of asbestos cement pipes in sewer rising mains using surface penetrating radar | |
Baran et al. | ACOUSTIC EMISSION TESTING OF UNDERGROUND PIPELINES OF CRUDE OIL OF FUEL STORAGE DEPOTS. | |
US11585789B2 (en) | Method for detecting faults in plates | |
Kourousis et al. | Acoustic emission leak detection of buried oil pipelines, river and road crossings | |
Krieg et al. | In-Line Inspection In Lieu of Hydrostatic Testing for Low Frequency Electric Resistance Welded Pipe | |
Trimborn | Detecting and quantifying high temperature hydrogen attack (HTHA) | |
Brimacombe et al. | Circumferential crack detection: challenges, solutions, and results | |
RU2758249C1 (en) | Method for detecting pipe corrosion areas by isolating elastic standing waves from microseisms | |
Palmer et al. | Detection of Crack Initiation Based on Repeat In-Line Inspection | |
van Pol et al. | The Future of In-Line Inspection: Free-Floating Smart Sensors | |
Khajouei et al. | Wall thinning and damage detection techniques in pipelines | |
Yang et al. | Defect feature extraction and recognition of buried pipeline based on metal magnetic memory | |
RU2793369C1 (en) | Method for detecting growing defects in the pipe wall and welds of pipelines and repair structures installed on pipelines | |
RU2753108C2 (en) | Method for identifying developing defects of main pipelines | |
Carjova et al. | Acoustic emission leak detection on a technological pipeline |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141120 |