RU2464485C2 - Control device of gas-condensate pipeline soundness - Google Patents
Control device of gas-condensate pipeline soundness Download PDFInfo
- Publication number
- RU2464485C2 RU2464485C2 RU2010153541/06A RU2010153541A RU2464485C2 RU 2464485 C2 RU2464485 C2 RU 2464485C2 RU 2010153541/06 A RU2010153541/06 A RU 2010153541/06A RU 2010153541 A RU2010153541 A RU 2010153541A RU 2464485 C2 RU2464485 C2 RU 2464485C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- fixed
- equipment
- shore
- shell
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Устройство относится к стационарным системам мониторинга исправности морских трубопроводов газоконденсата, проложенных по дну морей, и диагностики его технического состояния на прогнозируемый период времени и используется для организации непрерывного наблюдения в автоматизированном режиме за целостностью трубопроводов газоконденсата в процессе его эксплуатации.The device relates to stationary systems for monitoring the operability of offshore gas condensate pipelines laid along the bottom of the seas and for diagnosing its technical condition for a forecast period of time and is used to organize continuous monitoring in an automated mode of the integrity of gas condensate pipelines during its operation.
В процессе подготовки настоящей заявки на изобретение был проведен патентный поиск и проанализированы следующие материалы.In the process of preparing this application for an invention, a patent search was carried out and the following materials were analyzed.
«Способ определения места расположения потенциально опасного участка глубоководного трубопровода» (патент RU 2193725 C1, Андреасян И.Г. и др. от 27.11.2002 г.) не может работать в условиях нахождения трубопровода в грунте (в прибрежной зоне трубопровод зарывается в траншею на глубину до 2 м) или в процессе эксплуатации может оказаться под слоем ила, где гидроакустические сигналы сильно затухают, что не позволит устройству обнаружить место утечки газоконденсата.“A method for determining the location of a potentially dangerous section of a deepwater pipeline” (patent RU 2193725 C1, Andreasyan I.G. et al. Of November 27, 2002) cannot work when the pipeline is in the ground (in the coastal zone, the pipeline buries in a trench on depth up to 2 m) or during operation may be under a layer of silt, where the hydroacoustic signals decay strongly, which will not allow the device to detect the leakage of gas condensate.
В патенте DE 10060976 A1 (Framatome and gmbh) от 27.06.2002 г. предусматривается возможность обнаружения утечки газа из трубопровода при попадании его в водопроницаемую линию сбора, расположенную параллельно трубопроводу, и далее - фиксация наличия газа с помощью датчиков, расположенных на водопроницаемой линии сбора, и передачи этой информации по проводному кабельному каналу связи.Patent DE 10060976 A1 (Framatome and gmbh) dated 06/27/2002 provides for the possibility of detecting gas leakage from a pipeline when it enters a permeable collection line located parallel to the pipeline, and hereinafter, the presence of gas is detected using sensors located on the permeable collection line , and transmitting this information over a wired cable channel.
Этот патент, по мнению авторов, обладает рядом недостатков.This patent, according to the authors, has several disadvantages.
- Так как газ, выходящий из потерявшего герметичность контейнера, попадает в водопроницаемую линию сбора диффузионным методом, то расстояние от трубопровода до водопроницаемой линии сбора, располагающейся параллельно трубопроводу, должно быть небольшим. Какое расстояние рекомендуют авторы изобретения, в описании патента не указано.- Since the gas exiting the container that has lost its tightness enters the permeable collection line by the diffusion method, the distance from the pipeline to the permeable collection line located parallel to the pipeline should be small. What distance is recommended by the inventors in the patent description is not indicated.
- Водопроницаемая линия сбора не имеет отрицательной плавучести и, следовательно, потребует дополнительных грузов, которые необходимо повесить на эту водопроницаемую линию сбора с целью ее удержания на требуемом расстоянии от контролируемого трубопровода.- The permeable collection line does not have negative buoyancy and, therefore, will require additional loads that must be hung on this permeable collection line in order to keep it at the required distance from the controlled pipeline.
- Не указан шаг между датчиками, располагающимися на водопроницаемой линии сбора, а отсюда невозможно определить, с какой точностью определяется место повреждения трубопровода.- The step between the sensors located on the permeable collection line is not indicated, and from here it is impossible to determine with what accuracy the place of damage to the pipeline is determined.
- При нахождении трубопровода и водопроницаемой линии сбора под слоем грунта (при прокладке трубопровода в прибрежной зоне) или их заливании в процессе эксплуатации нет ясности о работоспособности данного устройства ввиду практического отсутствия диффузии вытекающего из трубопровода газа через слой грунта или ила.- When the pipeline and the permeable collection line are under the soil layer (when laying the pipeline in the coastal zone) or when they are poured during operation, there is no clarity about the operability of this device due to the practical lack of diffusion of the gas flowing from the pipeline through the soil or silt layer.
На основании изложенного данный патент не может быть взят в качестве прототипа.Based on the foregoing, this patent cannot be taken as a prototype.
Известен способ контроля трубопроводов, которые транспортируют жидкие или газообразные продукты, с использованием в качестве носителя информации электромагнитных волн, инфра- и ультразвука (патент DE 2414204 (А1), 1975-10-02).A known method of monitoring pipelines that transport liquid or gaseous products using electromagnetic waves, infra and ultrasound as a data carrier (patent DE 2414204 (A1), 1975-10-02).
Действие способа контроля трубопроводов состоит в следующем: генератор сигналов излучает через излучатель в транспортируемую среду сигналы, которые, проходя вдоль трубопровода, заставляют резонировать резонаторы, расположенные вдоль трубопровода, на согласованных с генератором частотах, отражают эти сигналы в сторону излучателя на приемное устройство, расположенное на трубопроводе. Анализирующая аппаратура принимает сигналы от резонаторов, анализирует и выдает информацию о давлении жидкости или газа на стенки трубопровода, о скорости течения продукта в трубопроводе, температуре продукта и о факте наличия утечки продукта из трубопровода.The action of the piping control method is as follows: the signal generator emits signals through the emitter into the transported medium, which, passing along the pipeline, cause resonators located along the pipeline at frequencies agreed with the generator to reflect these signals towards the emitter to a receiving device located at the pipeline. The analyzing equipment receives signals from the resonators, analyzes and provides information on the pressure of the liquid or gas on the walls of the pipeline, on the flow rate of the product in the pipeline, on the temperature of the product and on the fact of product leakage from the pipeline.
Данный патент не может быть взят авторами в качестве прототипа или использован в материалах заявки по следующим причинам.This patent cannot be taken by the authors as a prototype or used in the application materials for the following reasons.
1. Авторы изобретения подают заявку на «Устройство», а патент DE 2414204 (А1) распространяется на «способ».1. The inventors file an application for “Device”, and patent DE 2414204 (A1) applies to “method”.
2. Дальность действия «способа» по данным, представленным в материалах патента, примерно 100 км в одну сторону. Предлагаемое «устройство» авторами позволяет производить мониторинг исправности морских трубопроводов протяженностью 800 и более километров.2. The range of the “method” according to the data presented in the patent materials is approximately 100 km one way. The proposed "device" by the authors allows monitoring the serviceability of offshore pipelines with a length of 800 kilometers or more.
3. По материалам патента DE 2414204 (А1) не ясно, какой интервал между резонаторами, устанавливаемыми на трубопроводе, рекомендуют авторы, и, соответственно, не понятно, с какой точностью можно определить данным «способом» место утечки газообразного или жидкого продукта.3. According to the materials of patent DE 2414204 (A1), it is not clear what interval between the resonators installed on the pipeline is recommended by the authors, and, accordingly, it is not clear with what accuracy it is possible to determine the leakage of a gaseous or liquid product using this “method”.
4. Из материалов патента не ясно, как поведет себя данный «способ», если трубопровод будет проложен в грунте или будет находиться, в условиях эксплуатации, под слоем ила.4. From the materials of the patent it is not clear how this “method” will behave if the pipeline is laid in the ground or is, under operating conditions, under a layer of silt.
5. Мощность генератора, обеспечивающая условия контроля трубопровода, выражена в единицах 500×1000Х. Авторы не могут оценить указанную в материалах патента единицу мощности.5. The power of the generator, providing the conditions for monitoring the pipeline, is expressed in units of 500 × 1000X. The authors cannot evaluate the unit of power indicated in the patent materials.
Известна гидроакустическая стационарная система аналогичного назначения, которая частично решает поставленную задачу с помощью гидроакустических буев (Подводная технология. Под редакцией И.Б.Иконникова. Л.: Судостроение, 1981 г., с.84).A well-known hydroacoustic stationary system for a similar purpose, which partially solves the problem with the help of sonar buoys (Underwater technology. Edited by IB Ikonnikov. L .: Sudostroenie, 1981, p. 84).
Недостатками этой системы являются ее невысокая точность и надежность, связанные с наличием морских шумов, низкое пространственное разрешение используемой гидроакустической аппаратуры и невозможность использования радиобуев в замерзающих акваториях морей. Кроме этого недостатком является неполный объем контролируемых параметров, необходимых для корректной оценки остаточного ресурса трубопровода.The disadvantages of this system are its low accuracy and reliability associated with the presence of marine noise, low spatial resolution of the used sonar equipment and the inability to use beacons in the freezing waters of the seas. In addition, the disadvantage is the incomplete amount of controlled parameters necessary for the correct assessment of the residual resource of the pipeline.
За прототип принята гидроакустическая стационарная система контроля технического состояния глубоководного трубопровода (Патент РФ №2193724 С1, 27.11.2002). Существо данного патента состоит в том, что параллельно контролируемому участку трубопровода устанавливают гидроакустическую антенну, а на ней дополнительно - последовательность гидроакустических приемоизлучателей с заданным шагом. На трубопроводе устанавливают с тем же шагом последовательность гидроакустических приемоответчиков с датчиками глубины. Гидроакустическая антенна, формирующая веер диаграмм направленности, позволяет определять параметры вибраций трубопровода, а также координаты возможного места утечки продукта из трубопровода.A hydroacoustic stationary system for monitoring the technical condition of a deepwater pipeline was adopted as a prototype (RF Patent No. 2193724 C1, 11/27/2002). The essence of this patent is that a sonar antenna is installed in parallel with the monitored section of the pipeline, and on it an additional sequence of sonar transceivers with a given step. A sequence of hydroacoustic transponders with depth sensors is installed on the pipeline with the same step. The hydroacoustic antenna, which forms a fan of radiation patterns, allows you to determine the vibration parameters of the pipeline, as well as the coordinates of the possible place of product leakage from the pipeline.
Недостатками данного прототипа являются:The disadvantages of this prototype are:
- невозможность диагностирования технического состояния трубопроводов, уложенных в грунт в прибрежной зоне на глубину примерно до 2 м или оказавшихся в процессе эксплуатации под слоем ила. В этом случае гидроакустический сигнал сильно затухает в грунте или иле и не может быть обнаружен приемным устройством;- the impossibility of diagnosing the technical condition of pipelines laid in the ground in the coastal zone to a depth of about 2 m or which, during operation, are under a layer of silt. In this case, the hydroacoustic signal attenuates strongly in the soil or silt and cannot be detected by the receiving device;
- зависимость результатов акустических измерений от изменения гидрологии по длине трассы трубопровода.- the dependence of the results of acoustic measurements on changes in hydrology along the length of the pipeline route.
Целью настоящего изобретения является устранение указанных недостатков, а также обеспечение своевременного предупреждения факта возможного возникновения дефекта в трубопроводе, а в случае обнаружения утечки газоконденсата - определение места и времени возникновения данного дефекта.The aim of the present invention is to remedy these shortcomings, as well as providing timely warning of the fact of a possible defect in the pipeline, and in case of leakage of gas condensate, determining the place and time of occurrence of this defect.
Указанная цель достигается тем, что в известном устройстве контроля исправности морского трубопровода газоконденсата, содержащем береговую обрабатывающую и регистрирующую аппаратуру с блоком дистанционного питания и подводным кабелем связи, соединяющим морскую и береговую аппаратуру, вдоль контролируемой трассы трубопровода в местах соединения труб, образующих трубопровод, закреплены с заданным шагом (до 10 км друг от друга) бугели, каждый из которых состоит из двух полуколец, соединенных между собой шарнирно с одной стороны и с помощью двух болтов с другой стороны. К бугелю приварен герметичный неподвижный стакан, внутри которого расположен подвижный стакан с пружиной, прижимающей к корпусу бугеля подвижный стакан с закрепленными на нем датчиком вибрации и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры, расположенными на плате с электронной аппаратурой. В неподвижном стакане закреплен герметичный разъем, соединяющий через кабель-вставку датчик вибрации и плату с электронной аппаратурой и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры, в том числе и находящиеся на других бугелях трубопровода, с морскими муфтами и подводным кабелем связи и далее - с береговой аппаратурой обработки и регистрации и блоком дистанционного питания.This goal is achieved by the fact that in the known device for monitoring the operability of an offshore gas condensate pipeline containing onshore processing and recording equipment with a remote power supply unit and an underwater communication cable connecting the offshore and onshore equipment, along the monitored pipeline route at the junction of the pipes forming the pipeline, are fixed with at a predetermined step (up to 10 km from each other), yokes, each of which consists of two half rings, hinged together on one side and with th two screws on the other side. An airtight fixed cup is welded to the yoke, inside of which there is a movable cup with a spring, pressing a movable cup to the yoke body with a vibration sensor fixed to it and sensors for detecting vertical to the earth's surface and temperature, located on the circuit board with electronic equipment. An airtight connector is fixed in a fixed cup, which connects a vibration sensor and a board through electronic cable with electronic equipment and sensors to determine the vertical to the earth's surface and temperature, including those located on other yokes of the pipeline, with marine couplings and an underwater communication cable, and then - coastal processing and registration equipment and a remote power supply unit.
Изобретение поясняется рисунками.The invention is illustrated by drawings.
На фиг.1 изображен общий вид трубопровода (без железобетонной защиты) с системой мониторинга.Figure 1 shows a General view of the pipeline (without reinforced concrete protection) with a monitoring system.
На фиг.2 представлен неподвижный стакан, приваренный к одному из полуколец бугеля.Figure 2 presents a fixed glass welded to one of the half rings of the yoke.
На фиг.3 изображено крепление бугеля на трубопроводе.Figure 3 shows the fastening of the yoke on the pipeline.
На фиг.4 изображен бугель, размещенный на трубопроводе с железобетонной (бетонной) защитной оболочкой.Figure 4 shows a yoke placed on a pipeline with a reinforced concrete (concrete) protective sheath.
Устройство контроля исправности морского трубопровода газоконденсата содержит трубопровод 1, на который вдоль контролируемой трассы трубопровода, в местах соединения труб друг с другом, закреплены с заданным интервалом (шагом) бугели, каждый из которых состоит из двух полуколец 2, соединенных между собой шарнирно 3 с одной стороны и с помощью двух болтов 4 с другой стороны. К одному из полуколец 2 бугеля приварен герметичный неподвижный стакан 5, внутри которого расположен подвижный стакан 6 с пружиной 7, прижимающей к корпусу бугеля подвижный стакан с закрепленными на нем датчиком вибрации 8 и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры, расположенными на плате 9 с электронной аппаратурой. В неподвижном стакане закреплен герметичный разъем 10, соединяющий через кабель-вставку 11 датчик вибрации 8 и плату 9 с электронной аппаратурой и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры, в том числе и находящиеся на других бугелях трубопровода, с морскими муфтами 12 и подводным кабелем связи 13 - с береговой аппаратурой обработки и регистрации 14 и с блоком дистанционного питания 15. Трубопровод защищен от внешних воздействий железобетонной (бетонной) оболочкой 16.The health monitoring device for an offshore gas condensate pipeline contains a
Подвижный стакан 6 с пружиной 7 обеспечивает надежный контакт датчика вибрации 8 с корпусом бугеля, чем обеспечивается надежная передача вибрации корпуса трубопровода 1 через одно из полуколец 2 бугеля к датчику вибрации 8.A
Выходы датчика вибрации 8 соединены со входом устройства электронной аппаратуры, размещенной на плате 9, а выходы устройств электронной аппаратуры, через герметичный разъем 10 и кабель-вставку 11, соединены с электронной аппаратурой, размещенной в морской муфте 12, и далее по подводному кабелю связи 13 - с береговой аппаратурой обработки и регистрации 14 и с блоком дистанционного питания 15.The outputs of the
Морская часть электронной аппаратуры размещена в двух узлах заявленного изобретения: в бугеле - усилители электрических сигналов, поступающих с датчика вибрации, с датчика определения вертикали к поверхности земли (наклон трубопровода, лежащего на дне, относительно линии горизонта) и с датчика температуры трубопровода, а также аналого-цифровые преобразователи этих сигналов; в морской муфте - преобразователи электрических сигналов датчиков в оптические, передающие и приемные оптические модули, шифраторы сигналов для передачи информации на берег от датчиков, расположенных в бугелях, и дешифратор команд, поступающих с берега на соответствующую морскую муфту. Кроме этого в морской муфте расположен низковольтный источник постоянного напряжения, который преобразует высоковольтное постоянное напряжение, поступающее от дистанционного блока питания, в низковольтное, необходимое для питания электронной аппаратуры морской муфты и бугеля, и устройство измерения температуры окружающей среды.The marine part of the electronic equipment is located in two nodes of the claimed invention: in a yoke - amplifiers of electrical signals from a vibration sensor, from a sensor for detecting vertical to the earth's surface (inclination of the pipeline lying at the bottom relative to the horizon) and from the pipeline temperature sensor, as well as analog-to-digital converters of these signals; in a marine coupling - converters of electrical signals of sensors to optical, transmitting and receiving optical modules, signal encoders for transmitting information to the shore from sensors located in yokes, and a decoder of commands coming from the shore to the corresponding marine coupling. In addition, a low-voltage constant voltage source is located in the marine clutch, which converts the high-voltage constant voltage supplied from the remote power supply unit to the low-voltage voltage necessary for powering the electronic equipment of the marine clutch and yoke, and a device for measuring the ambient temperature.
Береговая аппаратура обработки состоит из приемного оптического модуля, принимающего передаваемую информацию с датчиков сигналов, расположенных в бугелях, преобразователя оптических сигналов в электрические, усилителей электрических сигналов, дешифратора, микропроцессора и устройств согласования с персональным компьютером. Кроме этого береговая обрабатывающая аппаратура включает в себя командное устройство, с помощью которого формируются запросы (команды) получения информации на берег с одного или другого (а можно и от всех по очереди) бугеля, преобразователь электрических сигналов в оптические и передающий оптический модуль. К аппаратуре регистрации относится персональный компьютер и устройство хранения обработанной информации.Onshore processing equipment consists of a receiving optical module that receives transmitted information from signal sensors located in yokes, an optical to electrical converter, electrical signal amplifiers, a decoder, a microprocessor, and matching devices with a personal computer. In addition, the on-shore processing equipment includes a command device, with the help of which requests (commands) for receiving information to the shore from one or the other (or possibly all in turn) yoke, a converter of electrical signals into optical and transmitting optical module are formed. The registration equipment includes a personal computer and a storage device for processed information.
Блок дистанционного питания представляет из себя серийно выпускаемый высоковольтный источник постоянного тока с напряжением U=1000 В и электрической мощностью - 500 Вт.The remote power supply unit is a commercially available high-voltage direct current source with a voltage of U = 1000 V and an electric power of 500 watts.
Подводный кабель связи представляет из себя серийно выпускаемый оптоволоконный кабель с медными жилами для передачи постоянного напряжения в морские муфты и бугели.The submarine communication cable is a commercially available fiber optic cable with copper conductors for transmitting direct voltage to marine couplings and yokes.
Одним из основных элементов, с помощью которого определяется напряженное состояние трубопровода, являются датчики вибрации, расположенные на корпусе бугелей. По изменению величины амплитуды вибрации трубопровода, относительно замеренной в начале эксплуатации трубопровода и хранящейся в устройстве хранения обработанной информации, можно определить, на каком участке трубопровода может возникнуть аварийная ситуация, а в случае появления даже незначительной утечки газоконденсата из трубопровода береговой аппаратурой обработки, используя корреляционный метод обработки электрических сигналов, поступающих от двух соседних датчиков вибрации (расстояние между ними до 10 км), определяют с точностью до 20…50 м место утечки газоконденсата.One of the main elements by which the stress state of the pipeline is determined are vibration sensors located on the yoke body. By changing the amplitude of the vibration of the pipeline, relatively measured at the beginning of operation of the pipeline and stored in the storage device of the processed information, it is possible to determine in which section of the pipeline an emergency can occur, and in the case of even slight leakage of gas condensate from the pipeline by on-shore processing equipment using the correlation method processing of electrical signals from two adjacent vibration sensors (the distance between them is up to 10 km) is determined with accuracy yu ... 50 to 20 m leak condensate.
Датчик отклонения вертикали от поверхности земли, совместно с электронной аппаратурой, используется как дополнительное устройство, с помощью которого определяется расположение трубопровода на морском дне (определяется наклон трубопровода, лежащего на дне, относительно линии горизонта). В случае когда трубопровод проложен через впадину (лощину) или проложен через подводную гору (горку) или когда образовалось провисание в процессе эксплуатации трубопровода, за счет вымывания под ним грунта подводным течением, в нем меняется напряженно-деформированное состояние материала трубопровода, вызванное прогибом трубопровода в одну или другую сторону. Эта информация от датчика отклонения вертикали от поверхности земли передается на береговую аппаратуру обработки, и, в соответствии с алгоритмом обработки и программным обеспечением, определяются наиболее опасные участки трубопровода.The sensor deviation of the vertical from the earth's surface, together with electronic equipment, is used as an additional device with which the location of the pipeline on the seabed is determined (the slope of the pipeline lying on the bottom relative to the horizon is determined). In the case when the pipeline is laid through a hollow (hollow) or laid through an undersea mountain (hill) or when a sagging during the operation of the pipeline has formed, due to the washing out of the soil underneath by it, the stress-strain state of the pipeline material changes due to the deflection of the pipeline in one or the other side. This information from the vertical deviation sensor from the earth's surface is transmitted to the onshore processing equipment, and, in accordance with the processing algorithm and software, the most dangerous sections of the pipeline are determined.
Датчик температуры, с соответствующей электронной аппаратурой, также является дополнительным устройством, с помощью которого береговая обрабатывающая аппаратура определяет изменение величины температуры корпуса трубопровода относительно температуры окружающей среды, измеряемой в морской муфте и передаваемой по кабелю связи на береговую аппаратуру обработки и регистрации. Температура окружающей среды составляет плюс (2…4)°С, в то время как температура корпуса трубопровода, при нарушении его герметичности, может достигать минус 10°С.The temperature sensor, with the corresponding electronic equipment, is also an additional device with which the on-shore processing equipment determines the change in the temperature of the pipeline body relative to the ambient temperature, measured in the marine coupling and transmitted via the communication cable to the on-board processing and recording equipment. The ambient temperature is plus (2 ... 4) ° C, while the temperature of the pipeline casing, in violation of its tightness, can reach minus 10 ° C.
Бугели закреплены на трубопроводе, с интервалом между ними до 10 км, в местах соединения труб в трубопровод. Это вызвано тем, что трубы, используемые для прокладки по дну морей, защищены железобетонной (или просто бетонной) оболочкой от внешних воздействующих факторов (тралов, якорей кораблей и судов и др.). Кроме этого железобетонная оболочка создает трубопроводу отрицательную плавучесть, благодаря которой трубопровод ложится на дно морей. Единственным местом для размещения бугелей, без нарушения технологии изготовления труб, является место стыковки труб, которое не покрывается железобетонной оболочкой (порядка 150 мм с каждой стороны трубы).The yokes are fixed on the pipeline, with an interval between them of up to 10 km, at the places where the pipes join the pipeline. This is due to the fact that the pipes used for laying along the bottom of the seas are protected by a reinforced concrete (or just concrete) shell from external influencing factors (trawls, anchors of ships and ships, etc.). In addition, the reinforced concrete shell creates negative buoyancy for the pipeline, due to which the pipeline lies at the bottom of the seas. The only place to place the yokes, without violating the technology of manufacturing pipes, is the place where the pipes join, which is not covered by a reinforced concrete shell (about 150 mm on each side of the pipe).
С помощью данного устройства мониторинг технического состояния морского трубопровода может производиться непрерывно или периодически с наперед заданными циклами.Using this device, the monitoring of the technical condition of the offshore pipeline can be performed continuously or periodically with predetermined cycles.
По результатам обработки информации, поступающей с датчиков, размещенных по трассе морского трубопровода, изобретение позволяет своевременно предупредить о возможном возникновении утечки газоконденсата из трубопровода, предотвратить экологическое загрязнение морской среды, а также определить время и место возникновения утечки газоконденсата на контролируемых участках трубопровода.According to the results of processing information received from sensors located along the offshore pipeline route, the invention allows timely warning of the possible occurrence of gas condensate leakage from the pipeline, prevents environmental pollution of the marine environment, and also determines the time and place of occurrence of gas condensate leak in the controlled sections of the pipeline.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010153541/06A RU2464485C2 (en) | 2010-12-27 | 2010-12-27 | Control device of gas-condensate pipeline soundness |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010153541/06A RU2464485C2 (en) | 2010-12-27 | 2010-12-27 | Control device of gas-condensate pipeline soundness |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010153541A RU2010153541A (en) | 2012-07-10 |
RU2464485C2 true RU2464485C2 (en) | 2012-10-20 |
Family
ID=46848054
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010153541/06A RU2464485C2 (en) | 2010-12-27 | 2010-12-27 | Control device of gas-condensate pipeline soundness |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2464485C2 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103712067A (en) * | 2013-12-27 | 2014-04-09 | 青岛厚科化学有限公司 | Sleeve type underwater pipeline automatic early warning system |
RU2635957C1 (en) * | 2016-05-16 | 2017-11-17 | Общество с ограниченной ответственностью "СВАП ИНЖИНИРИНГ" | Method of monitoring pipeline (versions) |
RU2653614C1 (en) * | 2017-09-25 | 2018-05-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем морских технологий Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИПМТ ДВО РАН) | Monitoring system of underwater mining complex |
RU192663U1 (en) * | 2019-07-09 | 2019-09-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | The recording unit for monitoring the technical condition of the linear pipeline |
RU2774662C1 (en) * | 2021-10-11 | 2022-06-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем морских технологий Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИПМТ ДВО РАН) | System for monitoring the technical condition of an underwater production complex |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108426175A (en) * | 2017-10-30 | 2018-08-21 | 成都川盛塑胶有限公司 | A kind of long distance wireless routine for pipe-line transportation system leakage or gas leakage |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE2414204A1 (en) * | 1974-03-25 | 1975-10-02 | Wilfried Echterhoff | Leakage detector for fluid pipes - with information-waves sent from solid transmitters to solid receivers |
DE10060976A1 (en) * | 2000-12-06 | 2002-06-27 | Framatome Anp Gmbh | Leakage detection and detection device |
RU2193725C1 (en) * | 2001-03-05 | 2002-11-27 | Андреасян Игорь Генрихович | Method of finding dangerous section of deep-water pipe line |
RU2193724C1 (en) * | 2001-03-05 | 2002-11-27 | Андреасян Игорь Генрихович | Stationary sonar system for monitoring deep- water pipe line |
RU2241166C1 (en) * | 2003-03-27 | 2004-11-27 | Мыза Сергей Александрович | Stop valve |
-
2010
- 2010-12-27 RU RU2010153541/06A patent/RU2464485C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE2414204A1 (en) * | 1974-03-25 | 1975-10-02 | Wilfried Echterhoff | Leakage detector for fluid pipes - with information-waves sent from solid transmitters to solid receivers |
DE10060976A1 (en) * | 2000-12-06 | 2002-06-27 | Framatome Anp Gmbh | Leakage detection and detection device |
RU2193725C1 (en) * | 2001-03-05 | 2002-11-27 | Андреасян Игорь Генрихович | Method of finding dangerous section of deep-water pipe line |
RU2193724C1 (en) * | 2001-03-05 | 2002-11-27 | Андреасян Игорь Генрихович | Stationary sonar system for monitoring deep- water pipe line |
RU2241166C1 (en) * | 2003-03-27 | 2004-11-27 | Мыза Сергей Александрович | Stop valve |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103712067A (en) * | 2013-12-27 | 2014-04-09 | 青岛厚科化学有限公司 | Sleeve type underwater pipeline automatic early warning system |
RU2635957C1 (en) * | 2016-05-16 | 2017-11-17 | Общество с ограниченной ответственностью "СВАП ИНЖИНИРИНГ" | Method of monitoring pipeline (versions) |
RU2653614C1 (en) * | 2017-09-25 | 2018-05-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем морских технологий Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИПМТ ДВО РАН) | Monitoring system of underwater mining complex |
RU192663U1 (en) * | 2019-07-09 | 2019-09-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | The recording unit for monitoring the technical condition of the linear pipeline |
RU2774662C1 (en) * | 2021-10-11 | 2022-06-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем морских технологий Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИПМТ ДВО РАН) | System for monitoring the technical condition of an underwater production complex |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010153541A (en) | 2012-07-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9612189B2 (en) | Integrity monitoring system and a method of monitoring integrity of a stationary structure | |
RU2464485C2 (en) | Control device of gas-condensate pipeline soundness | |
US8177424B2 (en) | Fiber optic sensor for use on sub-sea pipelines | |
KR101098528B1 (en) | System and method for watching pipeline | |
US20200057026A1 (en) | Systems, apparatus, and methods for inspecting submerged surfaces | |
EP2635771A1 (en) | Leak detection and early warning system for capped or abandoned subsea wellheads | |
CN213065588U (en) | Pipeline leakage detection system | |
US9797533B2 (en) | Flexible joint for hydrocarbon pipes, a method of detecting a leak in such a joint, and a system for detecting a hydrocarbon leak in such a joint | |
RU2653614C1 (en) | Monitoring system of underwater mining complex | |
WO2008001046A1 (en) | Fiber optic sensor for use on sub-sea pipelines | |
EP2818842B1 (en) | Method and system of acoustic monitoring for the detection of leaks in underwater structures containing a fluid under pressure | |
CN211232436U (en) | Real-time safety monitoring and diagnosing system for submarine pipeline | |
KR100649620B1 (en) | Underwater cable surveying system with a manned submarine | |
US8549938B2 (en) | Method for the elastic installation of detection devices on pipelines and suitable device therefor | |
KR100401482B1 (en) | Leakout detection connector of the water service pipe | |
KR102436066B1 (en) | Monitoring system for underwater object by using of floating measuring apparatus for radiated noise | |
Alexander et al. | Telemetry techniques for continuous monitoring of partially submerged large civil infrastructure | |
Thodi et al. | Real-time Arctic pipeline integrity and leak monitoring | |
Kulkarni et al. | Offshore pipeline leak detection system concepts and feasibility study | |
CN111006075A (en) | Fluid transmission pipeline, preparation method thereof and leakage detection system | |
Nott et al. | A novel electrical based breach detection system for flexible pipe | |
RU2193724C1 (en) | Stationary sonar system for monitoring deep- water pipe line | |
NO20220204A1 (en) | Detecting leakages in underground pipelines | |
JPS5939633Y2 (en) | Underwater oil pollution monitoring device | |
RU2193725C1 (en) | Method of finding dangerous section of deep-water pipe line |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121228 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160210 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171228 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190516 |