RU2511228C2 - Мониторинг канала - Google Patents
Мониторинг канала Download PDFInfo
- Publication number
- RU2511228C2 RU2511228C2 RU2011110518/28A RU2011110518A RU2511228C2 RU 2511228 C2 RU2511228 C2 RU 2511228C2 RU 2011110518/28 A RU2011110518/28 A RU 2011110518/28A RU 2011110518 A RU2011110518 A RU 2011110518A RU 2511228 C2 RU2511228 C2 RU 2511228C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- channel
- fiber
- acoustic
- distributed
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures
- G01M3/02—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum
- G01M3/04—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point
- G01M3/24—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations
- G01M3/243—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations for pipes
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
- F17D5/02—Preventing, monitoring, or locating loss
- F17D5/06—Preventing, monitoring, or locating loss using electric or acoustic means
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01D5/00—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
- G01D5/48—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable using wave or particle radiation means
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
- G01H9/00—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by using radiation-sensitive means, e.g. optical means
- G01H9/004—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by using radiation-sensitive means, e.g. optical means using fibre optic sensors
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures
- G01M3/02—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum
- G01M3/04—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point
- G01M3/042—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point by using materials which expand, contract, disintegrate, or decompose in contact with a fluid
- G01M3/045—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point by using materials which expand, contract, disintegrate, or decompose in contact with a fluid with electrical detection means
- G01M3/047—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point by using materials which expand, contract, disintegrate, or decompose in contact with a fluid with electrical detection means with photo-electrical detection means, e.g. using optical fibres
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
- G01P3/00—Measuring linear or angular speed; Measuring differences of linear or angular speeds
- G01P3/02—Devices characterised by the use of mechanical means
- G01P3/14—Devices characterised by the use of mechanical means by exciting one or more mechanical resonance systems
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Optical Transform (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Testing Of Optical Devices Or Fibers (AREA)
- Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Использование: для мониторинга подземного трубопровода. Сущность изобретения заключается в том, что опрашивают оптическое волокно, расположенное вдоль пути трубопровода, для обеспечения распределенного акустического измерения, вводят акустический импульс в канал, измеряют посредством распределенного акустического измерения отклик на акустический импульс на каждом из совокупности дискретных продольных измерительных участков и выводят из совокупности измерений профиль состояния канала, причем этот канал представляет собой трубопровод, а акустический импульс сформирован снарядом, проходящим по трубопроводу. Технический результат: повышение надежности метода с одновременным его упрощением при выполнении мониторинга подземного трубопровода. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к мониторингу и обследованию канала и, в частности, к мониторингу подземного трубопровода.
Трубопроводы являются наиболее экономически эффективным средством транспортировки текучих сред, обычно нефти и газа, но существуют и другие типы трубопроводов. В настоящее время существует обширная трубопроводная инфраструктура, предназначенная для сбора, транспортировки и распределения этих природных ресурсов, причем только в США проложено свыше трех четвертей миллиона километров нефте- и газопроводов. Поддержание безукоризненной работы этих трубопроводов имеет первостепенную важность, поскольку их отказы приводят к масштабным экономическим потерям, ущербу для окружающей среды, а также потенциально катастрофическим физическим повреждениям.
По этой причине прилагаются значительные усилия для мониторинга и обследования трубопроводов. Однако абсолютный размер многих трубопроводных сетей и тот факт, что многие километры трубопроводов состоят из подземных и подводных установок, делают эффективный и экономичный мониторинг трудной задачей.
Обычно обследование трубопровода осуществляют с использованием «умных» снарядов. Снаряды перемещаются по трубопроводу под действием давления транспортируемого продукта и выполняют такие задачи, как чистка, профилирование или обследование стенок трубопровода. Альтернативные методы мониторинга включают в себя простой обход трубопровода и обследование со спутников, когда трубы доступны. Также используются системы вычислительного мониторинга трубопровода (CPM), которые позволяют использовать информацию, собранную в полевых условиях, например давление, температуру и расход для оценки гидравлического поведения транспортируемого продукта.
Задачей настоящего изобретения является обеспечение усовершенствованного мониторинга канала.
В первом аспекте настоящее изобретение предусматривает способ мониторинга канала для текучей среды, содержащий этапы, на которых опрашивают оптическое волокно, расположенное вдоль пути канала, для обеспечения распределенного акустического измерения; вводят акустический импульс в канал; измеряют посредством распределенного акустического измерения отклик на акустический импульс на каждом из совокупности дискретных продольных измерительных участков и выводят из совокупности измерений профиль состояния канала.
Таким образом можно быстро и легко получить профиль состояния с минимальным нарушением трубопроводной инфраструктуры и содержащегося в ней потока. Существующие оптические волокна, проходящие вдоль пути трубы, можно использовать в целях измерения, подключив подходящее устройство опроса и обработки. Значительная часть трубопроводов имеет заранее существующие отрезки оптического волокна, проходящие вдоль пути трубопровода. Обычно - это кабели связи и/или кабели для SCADA (диспетчерского управления и сбора данных) трубопровода, заложенные вместе с трубопроводом по понятным логистическим причинам. В таких случаях, поскольку существующие кабели могут входить в состав устройства мониторинга, сравнительно длинные пролеты трубопровода можно отслеживать, осуществляя лишь ограниченный доступ к трубе.
В определенных вариантах осуществления акустический импульс вводится в текучую среду, содержащуюся в трубе, с помощью специализированного генератора импульсов или акустического преобразователя. Обычно он представляет собой гидроцилиндр, но для возбуждения волны давления в текучей среде, переносимой каналом, подлежащим мониторингу, можно использовать и другое устройство. Генератор импульсов может быть постоянно установлен в трубопроводе или может подключаться на существующем линейном арматурном узле или соединении. Было обнаружено, что такие импульсы давления способны распространяться по трубопроводам на большие расстояния с малым затуханием, поэтому одиночный источник импульсов может обеспечивать достаточный ввод для мониторинга 20, 30 или 40 км или более трубопровода. Импульсы можно вводить в текучую среду в ходе нормальной работы при поддержании нормальных условий потока в канале, создавая лишь небольшой простой или вовсе не создавая его для операций мониторинга. В одном варианте осуществления импульсы вводятся с интервалами 10 секунд и можно использовать интервалы от 5 до 20 секунд. Типичный период мониторинга может составлять 10 минут, но возможны и другие периоды, а также можно применять непрерывный мониторинг.
В качестве альтернативы специализированному генератору импульсов было обнаружено, что снаряд, перемещающийся по трубопроводу, может быть приспособлен для создания последовательности импульсов давления. Когда снаряд проходит каждый кольцевой сварной шов в трубе, он испытывает дополнительное сопротивление, и позади снаряда создается небольшое избыточное давление. После прохождения снарядом сварного шва возбуждается волна давления, распространяющаяся в обоих направлениях по трубе. Частота импульсов зависит от расстояния между сварными швами и скорости снаряда. В таких случаях очевидно, что позиция источника импульсов постепенно перемещается вдоль трубы, однако это не вредит мониторингу. Заметим также, что снаряд может генерировать более сильный акустический сигнал по мере развития дополнительных ограничений или неоднородностей в трубе с течением времени, например углеводородного нароста или механической деформации. Согласно вариантам осуществления их можно идентифицировать по локальным всплескам генерируемого акустического сигнала при повторных проходах снаряда.
Другим возможным источником акустического импульса или импульса давления в канале является внезапное возникновение трещины или утечки. Возникающий при этом импульс давления можно регистрировать и использовать для идентификации и/или определения положения источника и, следовательно, положения трещины или утечки. Таким образом, дополнительный аспект изобретения предусматривает способ мониторинга трубопровода для текучей среды, содержащий этапы, на которых опрашивают оптическое волокно, расположенное вдоль пути канала, для обеспечения распределенного акустического измерения; регистрируют акустический импульс на каждом из совокупности дискретных продольных измерительных участков и определяют источник зарегистрированного импульса.
Профиль состояния трубы не требуется явно анализировать для определения соответствующих физических характеристик (хотя это возможно). Дополнительное использование можно выводить путем мониторинга трубопровода в течение периода времени для получения одного или нескольких профилей и сравнения этих профилей для определения изменений характеристик. Таким образом можно получить два профиля трубопровода, соответствующие двум датам с известным разнесением по времени. Различия в профиле можно определить с использованием анализа данных для получения информации относительно того, какие участки трубы претерпели физические изменения и следовательно положения этих изменений. Более сложный статистический анализ профилей можно проводить, если в течение времени формируется набор из множественных профилей, и, с этой целью, профили обычно получают с регулярными интервалами. Дополнительно или альтернативно, профили можно брать до или после запланированных работ по обслуживанию или ремонту, чтобы охарактеризовать известные изменения в трубопроводе.
Таким образом, изменения в трубе (и, возможно, в состоянии грунта вокруг трубы) можно отслеживать в течение интервалов времени и можно обеспечивать информацию положения и характеризации, связанную с этими изменениями. Эта информация может побуждать к дальнейшим действиям, например обслуживанию, чистке, физическому обследованию или ремонту.
В некоторых вариантах осуществления измеряется амплитудный отклик на акустический импульс. Для этого можно осуществлять интегрирование по доступной полосе каждого канала. Однако в определенных вариантах осуществления дополнительный анализ данных, возвращаемых из распределенного измерения, позволяет обеспечивать спектральный состав каждого канала, что увеличивает возможности мониторинга состояния. Распределенное акустическое измерение согласно вариантам осуществления настоящего изобретения позволяет измерять сейсмические сигналы (волны давления P и сдвига S) в диапазоне от 0 Гц до 5 кГц. Однако более высокие частоты обычно сильно затухают и мониторинг обычно осуществляется в диапазоне от 0 Гц до 1 кГц.
Согласно различным вариантам осуществления измерительное волокно для распределенного измерения может располагаться внутри канала, на внешней поверхности канала, может быть непосредственно закопано рядом с каналом или в отдельном соседнем канале. Не существует предписанной позиции для измерительного волокна при условии, что его положение позволяет ему регистрировать достаточный отклик на акустический импульс. Вследствие высоких чувствительностей, возможных в волоконно-оптическом измерении, что позволяет измерять создаваемые разности фаз с использованием интерферометрического оборудования, потенциальные пределы позиционирования волокна или пределы выбора существующего волокна велики. Однако, вообще говоря, предпочтительно, чтобы волокно располагалось в пределах приблизительно 3 м от канала для текучей среды и, более предпочтительно, в пределах приблизительно 1,5 м от центральной линии канала, подлежащего мониторингу.
Во многих вариантах осуществления волоконно-оптическое распределенное акустическое измерение обеспечивается путем опрашивания волокна оптическими импульсами на разных частотах. Единичный отрезок волокна обычно является одномодовым волокном и, предпочтительно, не содержит никаких зеркал, отражателей, дифракционных решеток и изменения оптических свойств на протяжении своей длины. Это обеспечивает преимущество в том, что можно использовать немодифицированный, по существу непрерывный, отрезок стандартного волокна, для использования которого требуется небольшая или вовсе не требуется модификация или подготовка. Такие варианты осуществления обычно предусматривают регистрацию света, претерпевшего рэлеевское обратное рассеяние из измерительного волокна и использование частотного соотношения опрашивающих импульсов для определения акустических сигналов, падающих на волокно на протяжении его длины. Однако можно применять любой подходящий метод распределенного измерения. Подходящая система DAS описана, например, в GB 2442745.
Поскольку волокно не имеет разрывов, длина и конфигурация отрезков волокна, соответствующих каждому каналу, определяется путем опроса волокна. Их можно выбирать согласно физической конфигурации волокна, а также согласно необходимому типу мониторинга. Таким образом, расстояние вдоль волокна и длину каждого отрезка волокна, или канальное разрешение, можно легко изменять, регулируя опросчик, изменяющий ширину входного импульса и скважность входного импульса без каких-либо изменений волокна. Согласно вариантам осуществления данные из множественных каналов могут обеспечиваться, по существу, одновременно.
Пространственное разрешение распределенного волоконно-оптического измерения меньше или равно 30 м, и, в определенных вариантах осуществления, меньше или равно 20 м или 10 м. В определенных вариантах осуществления оптическое волокно опрашивается для обеспечения измеренных данных на расстоянии, большем или равном 20 км, и в других вариантах осуществления достижимы расстояния, большие или равные 30 км или 40 км.
Дополнительный аспект изобретения предусматривает устройство мониторинга трубопровода, содержащее волоконно-оптический опросчик, приспособленный опрашивать оптическое волокно и обеспечивать распределенное акустическое измерение; генератор импульсов, приспособленный вырабатывать импульсы давления в текучей среде, содержащейся в трубопроводе; и процессор, приспособленный принимать измеренные данные от опросчика в ответ на импульсы давления и выводить профиль состояния трубопровода из измеренных данных.
Изобретение также предусматривает компьютерную программу и компьютерный программный продукт для осуществления любого из описанных здесь способов и/или для реализации любого из описанных здесь признаков устройства и компьютерно-считываемый носитель, на котором хранится программа для осуществления любого из описанных здесь способов и/или для реализации любого из описанных здесь признаков устройства.
Изобретение распространяется на способы, устройство и/или использование, по существу, описанные здесь со ссылкой на прилагаемые чертежи.
Любой признак в одном аспекте изобретения можно применять к другим аспектам изобретения в любой надлежащей комбинации. В частности, аспекты способа можно применять к аспектам устройства и наоборот.
Кроме того, признаки, реализованные аппаратными средствами, в общем случае, можно реализовать программными средствами и наоборот. Соответственно, допустима любая ссылка на программные и аппаратные признаки.
Ниже будут описаны предпочтительные признаки настоящего изобретения, исключительно в порядке примера, со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых:
фиг.1 - основные компоненты распределенного волоконно-оптического датчика;
фиг.2 - волоконный датчик, размещенный на протяжении длины трубопровода;
фиг.3 - поперечное сечение трубопровода и измерительных волокон;
фиг.4 и 5 - выходные данные мониторинга трубопровода.
На фиг.1 показана схема распределенной конфигурации волоконно-оптического измерения. Отрезок измерительного волокна 104 одним концом подключен к опросчику 106. Выходной сигнал опросчика 106 поступает на процессор 108 сигнала и, в необязательном порядке, на пользовательский интерфейс, который на практике можно реализовать в виде надлежащим образом настроенного ПК. Измерительное волокно может иметь многокилометровую длину, в этом примере имеет длину около 40 км.
Опросчик запускает в измерительное волокно опрашивающий оптический сигнал, который, например, может содержать последовательность импульсов, имеющих выбранный частотный шаблон. Явление рэлеевского обратного рассеяния приводит к тому, что некоторая доля света, входящего в волокно, отражается обратно к опросчику, где регистрируется для обеспечения выходного сигнала, выражающего акустические возмущения вблизи волокна. Форма оптического ввода и способ регистрации позволяют пространственно разрешать единое непрерывное волокно на дискретные измерительные отрезки. Таким образом, акустический сигнал, зарегистрированный на одном измерительном отрезке, может обеспечиваться, по существу, независимо от зарегистрированного сигнала на соседнем отрезке. Пространственное разрешение в данном примере составляет приблизительно 10 м, в результате чего выходной сигнал опросчика принимает форму 4000 независимых каналов данных.
Таким образом, единое измерительное волокно может обеспечивать измеренные данные аналогично мультиплексированному массиву соседних датчиков, размещенных на линейном пути.
На фиг.2 показана конфигурация для осуществления способа, отвечающего настоящему изобретению, в которой измерительное волокно 202 (и соответствующие опросчик и/или процессор 204) располагается вдоль пути трубопровода 206. Генератор 208 импульсов располагается в точке вдоль трубопровода и приспособлен вводить импульс давления в текучую среду в трубе. Генератор 208 импульсов может принимать различные формы, но в этом примере содержит гидроцилиндр. Сгенерированный импульс давления распространяется в обоих направлениях по трубе от генератора импульсов. Труба играет роль волновода, и было обнаружено, что импульс может распространяться на десятки километров без чрезмерного затухания.
Импульс, проходящий по любому конкретному отрезку трубы, создает акустическое возмущение, которое можно регистрировать с помощью распределенного волоконного датчика 202. На фиг.3 показано поперечное сечение трубы 302 с возможными положениями измерительного волокна, способного регистрировать отклик импульса в трубе.
Труба в данном примере имеет внутренний диаметр 1200 мм и стенки из углеродистой стали толщиной 50 мм и предназначена для транспортировки природного газа под давлением около 80 бар. Труба может быть заглублена приблизительно на 1-2 м под поверхностью, которая, в некоторых ситуациях, может быть уровнем грунта или морским дном. Волокно 304 располагается внутри внутреннего канала трубы 302, покоясь на дне трубы. Волокно 306 прикреплено к внешней поверхности трубы, а волокно 308 располагается в отдельном кабелепроводе 310, расположенном приблизительно в 1,5 м от центральной линии газопровода. Кабелепровод 310 обычно закладывается во время установки трубопровода для прокладки линий связи и/или SCADA. Волокно 312 закапывается непосредственно в грунт вдоль трубопровода приблизительно в 1 м от центральной линии трубы.
Очевидно, что для каждого отдельного размещения волокна измеренный отклик на импульс давления в трубе будет разным и будет зависеть от разных факторов. Сигнал, зарегистрированный волокном 308, будет зависеть от передаточных характеристик грунта, например, между трубой 302 и кабелепроводом 310, в то время как измерительные волокна 304 и 306 будут меньше подвержены воздействиям. Однако, как будет объяснено ниже, это не оказывает негативного влияния на настоящее изобретение и можно использовать любое размещение волокна, которое создает надежный отклик на импульс давления.
На фиг.4 показана гистограмма и соответствующий каскадный график, иллюстрирующие выход распределенного волоконного датчика в ответ на последовательность импульсов давления, введенных в соседний трубопровод. Данные на фиг.4 сгенерированы измерительным волокном в канале. По оси x гистограммы и каскада отложена длина измерительного волокна, которая в этом случае составляет приблизительно 40 км. Гистограмма показывает в момент времени амплитуду зарегистрированного акустического сигнала, возвращенного из измерительного волокна. В порядке, в котором можно просматривать все 4000 каналов, каждый штрих на диаграмме представляет пиковую амплитуду из группы 10-метровых отрезков. При желании можно рассмотреть отдельный 10-метровый отрезок. Нижний график представляет собой каскад со скоростью обновления 0,05 секунды, демонстрирующий интенсивность звука в зависимости от расстояния и времени, причем время отложено по оси y каскада, а самые последние данные отображены вверху.
На каскадном графике можно наблюдать два основных признака. Первый представляет собой область постоянной активности в левой части графика, обозначенную 402, соответствующую длине измерительного волокна приблизительно 4000 м. Она соответствует промышленной установке, находящейся над этим отрезком волокна, производящей постоянный вибрационный шум. Второй представляет собой различные картины шеврона, которые можно наиболее отчетливо наблюдать в области 404 на удалении от постоянного шума промышленной установки.
Вершина каждого шеврона располагается в точке 406 вдоль волокна, соответствующей положению генератора импульсов. V-образная форма графика соответствует импульсу давления, распространяющемуся вдоль трубы в обоих направлениях от источника импульса, и наклон V-образной формы соответствует скорости звука в газе под давлением, содержащемся в трубе, которая в этом случае равна приблизительно 400 м/с. Можно видеть, что последовательность импульсов давления вводится в газ и формируются множественные трассы. В верхнем графике, гистограмме, отдельные импульсы появляются в данный момент времени в своих соответствующих позициях, разнесенных вдоль волокна.
На фиг.5 показаны данные в форме, аналогичной представленной на фиг.4, но здесь оси гистограммы и нижнего каскадного графика аналогичным образом перемасштабированы. На фиг.5 ось x каскадного графика соответствует отрезку измерительного кабеля длиной около 4 км (в отличие от 40 км на фиг.4), и скорость обновления на фиг.5 задана равной 2 секундам (в отличие от 0,05 с на фиг.4).
Данные для фиг.5 поступают из той же конфигурации трубы и волокна, что и на фиг.4, но берутся в течение прогона очистки, и путь снаряда отчетливо наблюдается как диагональная трасса 502 в каскадном графике. В каскадном графике на фиг.5 также можно наблюдать последовательность вертикальных линий различной интенсивности. Линии соответствуют различным положениям на протяжении длины трубы и могут рассматриваться как отпечаток пальца или штрих-код трубы, причем картина линий соответствует физическим характеристикам или состоянию трубы и в некоторой степени ее непосредственному окружению (в этом случае грунту, в который она закопана).
Рассматривая профиль состояния, обеспеченный этим эффектом штрих-кода, понятно, что он соответствует эффекту шеврона, показанному на фиг.4, но наблюдаемому со сжатой осью времени. Импульсы давления, проходящие по трубе, можно рассматривать как акустически 'освещающие' каждый участок трубы, по которой они проходят, извлекающие отклик из трубы и ее окружения, благодаря чему отклик регистрируется распределенным измерительным волокном. Благодаря усреднению по времени можно видеть, что некоторые секции трубы имеют не такой отклик на импульсы, как другие. Возможные причины этих отличий включают в себя локальный углеводородный нарост на стенке трубы, дефект стенки трубы или изменение профиля стенки, или, например, изменение состава грунта вблизи трубы. Таким образом, график обеспечивает профиль состояния труба в данное время или день.
Заметим, что, в то время как импульсы давления, показанные на фиг.4, вырабатываются специализированным генератором импульсов, импульсы, показанные на фиг.5, которые обеспечивают профиль состояния трубы, формируются, когда снаряд проходит каждый кольцевой сварной шов в трубе, как объяснено выше.
Хотя это не показано, можно извлекать и обеспечивать спектральный состав измеренных данных. Это добавит дополнительное измерение графикам, показанным на фиг.4 и 5, и расширит возможности мониторинга состояния. Сейсмические сигналы обычно преобладают на частотах ниже 500 Гц вследствие высокого затухания более высоких частот в грунте.
Например, глядя на выбранную/ые полосу/ы частот, можно отфильтровать 'шум' от промышленной установки в области 402 на фиг.4. Вышеописанный профиль или штрих-код трубы, дополнительно разложенный на частотные составляющие, обеспечивает пользователю более детальную информацию и позволяет осуществлять более углубленный анализ. Например, разные типы физических явлений могут быть связаны с конкретными полосами частот. Например, изменения в более высоких полосах частот могут указывать на турбулентный поток в трубе, обусловленный наростом парафиновых отложений, тогда как изменения в более низкой полосе частот могут указывать на изменения состояния грунта, в котором залегает труба. Таким образом, интерпретированные результаты могут обеспечивать пользователю информацию большего объема и качества.
Очевидно, что настоящее изобретение было описано выше исключительно в порядке примера и допускает модификацию, касающуюся деталей, в рамках объема изобретения.
Каждый признак, раскрытый в описании и (в надлежащих случаях) в формуле изобретения и чертежах, может быть обеспечен независимо или в любой надлежащей комбинации.
Claims (10)
1. Способ мониторинга канала для текучей среды, содержащий этапы, на которых
опрашивают оптическое волокно, расположенное вдоль пути трубопровода, для обеспечения распределенного акустического измерения,
вводят акустический импульс в канал,
измеряют посредством распределенного акустического измерения отклик на акустический импульс на каждом из совокупности дискретных продольных измерительных участков, и
выводят из совокупности измерений профиль состояния канала,
причем этот канал представляет собой трубопровод и акустический импульс сформирован снарядом, проходящим по трубопроводу.
опрашивают оптическое волокно, расположенное вдоль пути трубопровода, для обеспечения распределенного акустического измерения,
вводят акустический импульс в канал,
измеряют посредством распределенного акустического измерения отклик на акустический импульс на каждом из совокупности дискретных продольных измерительных участков, и
выводят из совокупности измерений профиль состояния канала,
причем этот канал представляет собой трубопровод и акустический импульс сформирован снарядом, проходящим по трубопроводу.
2. Способ по п.1, содержащий этапы, на которых выводят один или несколько дополнительных профилей канала и сравнивают профили для определения изменения характеристик канала.
3. Способ по п.2, содержащий этап, на котором определяют продольное положение изменения характеристик канала.
4. Способ по п.1, в котором измеряют амплитуду отклика на акустический импульс.
5. Способ по п.1, в котором измеряют спектральный состав отклика на акустический импульс.
6. Способ по п.1, в котором распределенное акустическое волокно располагается в канале.
7. Способ по п.1, в котором распределенное акустическое волокно располагается рядом с каналом.
8. Способ по п.1, в котором пространственное разрешение распределенного волоконно-оптического датчика меньше или равно 25 м.
9. Способ по п.1, в котором длина распределенного волоконно-оптического датчика больше или равна 20 км.
10. Устройство мониторинга трубопровода, содержащее
волоконно-оптический опросчик, выполненный с возможностью опрашивать оптическое волокно и обеспечивать распределенное акустическое измерение, и
процессор, приспособленный принимать измеренные данные от опросчика в ответ на импульсы давления, сформированные снарядом, проходящим по трубопроводу, и сравнивать и выводить профиль состояния трубопровода из измеренных данных, а также сравнивать этот профиль состояния трубопровода по меньшей мере с одним сохраненным профилем состояния трубопровода, полученным во время предыдущего прохождения снаряда по трубопроводу для определения изменения в характеристиках канала.
волоконно-оптический опросчик, выполненный с возможностью опрашивать оптическое волокно и обеспечивать распределенное акустическое измерение, и
процессор, приспособленный принимать измеренные данные от опросчика в ответ на импульсы давления, сформированные снарядом, проходящим по трубопроводу, и сравнивать и выводить профиль состояния трубопровода из измеренных данных, а также сравнивать этот профиль состояния трубопровода по меньшей мере с одним сохраненным профилем состояния трубопровода, полученным во время предыдущего прохождения снаряда по трубопроводу для определения изменения в характеристиках канала.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0815297.7 | 2008-08-21 | ||
GBGB0815297.7A GB0815297D0 (en) | 2008-08-21 | 2008-08-21 | Conduit monitoring |
PCT/GB2009/002058 WO2010020796A1 (en) | 2008-08-21 | 2009-08-20 | Conduit monitoring |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011110518A RU2011110518A (ru) | 2012-09-27 |
RU2511228C2 true RU2511228C2 (ru) | 2014-04-10 |
Family
ID=39812396
Family Applications (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011110518/28A RU2511228C2 (ru) | 2008-08-21 | 2009-08-20 | Мониторинг канала |
RU2011110520/28A RU2515126C2 (ru) | 2008-08-21 | 2009-08-20 | Отслеживание объектов в трубопроводах |
RU2011110519/28A RU2518978C2 (ru) | 2008-08-21 | 2009-08-21 | Волоконно-оптическое акустическое измерение |
Family Applications After (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011110520/28A RU2515126C2 (ru) | 2008-08-21 | 2009-08-20 | Отслеживание объектов в трубопроводах |
RU2011110519/28A RU2518978C2 (ru) | 2008-08-21 | 2009-08-21 | Волоконно-оптическое акустическое измерение |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US8973444B2 (ru) |
EP (3) | EP2326922B1 (ru) |
CN (3) | CN102197294B (ru) |
CA (3) | CA2734820C (ru) |
GB (1) | GB0815297D0 (ru) |
HU (1) | HUE043266T2 (ru) |
LT (1) | LT2326922T (ru) |
PL (1) | PL2326922T3 (ru) |
RU (3) | RU2511228C2 (ru) |
SI (1) | SI2326922T1 (ru) |
TR (1) | TR201903507T4 (ru) |
WO (3) | WO2010020796A1 (ru) |
Families Citing this family (95)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2462096A (en) | 2008-07-23 | 2010-01-27 | Schlumberger Holdings | Monitoring of a pipeline pig using external acoustic sensors |
US20110290477A1 (en) | 2008-12-31 | 2011-12-01 | Jaeaeskelaeinen Kari-Mikko | Method for monitoring deformation of well equipment |
GB2479101B (en) | 2009-02-09 | 2013-01-23 | Shell Int Research | Method of detecting fluid in-flows downhole |
US20100200743A1 (en) * | 2009-02-09 | 2010-08-12 | Larry Dale Forster | Well collision avoidance using distributed acoustic sensing |
GB2478690B (en) | 2009-02-09 | 2013-11-06 | Shell Int Research | Areal monitoring using distributed acoustic sensing |
BRPI1012028B1 (pt) * | 2009-05-27 | 2019-10-08 | Optasense Holdings Limited | Método para monitorar um processo furo abaixo de fraturamento hidráulico, método para fraturamento hidráulico de um furo de poço, método para mapeamento de fratura durante um processo de fraturamento hidráulico, sistema para monitoramento furo abaixo, meio de armazenamento legível por computador, e, uso de um sensor acústico |
GB2519462B (en) | 2009-05-27 | 2015-07-08 | Silixa Ltd | Apparatus for optical sensing |
GB2476449B (en) | 2009-09-18 | 2013-12-11 | Optasense Holdings Ltd | Wide area seismic detection |
GB0919899D0 (en) | 2009-11-13 | 2009-12-30 | Qinetiq Ltd | Fibre optic distributed sensing |
US8425683B2 (en) * | 2009-11-17 | 2013-04-23 | Acoustic Systems, Inc. | Method for tracking a scraper within a pipeline |
BR112012014349A2 (pt) | 2009-12-23 | 2016-08-23 | Shell Int Research | conjunto de fibra óptica de sensoreamento acústico distribuído, e, método de sensoreamento acústico distribuído direcionalmente sensível |
US9109944B2 (en) | 2009-12-23 | 2015-08-18 | Shell Oil Company | Method and system for enhancing the spatial resolution of a fiber optical distributed acoustic sensing assembly |
US9388686B2 (en) | 2010-01-13 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Maximizing hydrocarbon production while controlling phase behavior or precipitation of reservoir impairing liquids or solids |
GB201008823D0 (en) | 2010-05-26 | 2010-07-14 | Fotech Solutions Ltd | Fluid flow monitor |
US8605542B2 (en) | 2010-05-26 | 2013-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Detection of seismic signals using fiber optic distributed sensors |
US8505625B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling well operations based on monitored parameters of cement health |
WO2011163286A1 (en) | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Shell Oil Company | Signal stacking in fiber optic distributed acoustic sensing |
US8930143B2 (en) | 2010-07-14 | 2015-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resolution enhancement for subterranean well distributed optical measurements |
US8584519B2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
US20120020184A1 (en) * | 2010-07-26 | 2012-01-26 | Colin Wilson | Using a distributed optical acoustic sensor to position an object |
GB201013704D0 (en) * | 2010-08-16 | 2010-09-29 | Qinetiq Ltd | Border monitoring |
GB201013712D0 (en) * | 2010-08-16 | 2010-09-29 | Qinetiq Ltd | Gunfire detection |
CA2809660C (en) | 2010-09-01 | 2016-11-15 | Schlumberger Canada Limited | Distributed fiber optic sensor system with improved linearity |
EP2656112A2 (en) | 2010-12-21 | 2013-10-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Detecting the direction of acoustic signals with a fiber optical distributed acoustic sensing (das) assembly |
CA2821583C (en) | 2010-12-21 | 2019-09-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for making distributed measurements using fiber optic cable |
GB201103479D0 (en) * | 2011-03-01 | 2011-04-13 | Qinetiq Ltd | Conduit monitoring |
BR112013022777B1 (pt) | 2011-03-09 | 2021-04-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B. V | cabo integrado de fibras ópticas, sistema de monitoramento por fibra óptica para um local de poço, e, método para monitorar um local de poço |
GB201109372D0 (en) * | 2011-06-06 | 2011-07-20 | Silixa Ltd | Method for locating an acoustic source |
CA2838840C (en) | 2011-06-13 | 2020-05-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Hydraulic fracture monitoring using active seismic sources with receivers in the treatment well |
GB201110403D0 (en) * | 2011-06-20 | 2011-08-03 | Qinetiq Ltd | Monitoring of conduits |
GB2504446B (en) | 2011-06-20 | 2017-08-30 | Shell Int Res Maatschhappij B V | Fibre optic cable with increased directional sensitivity |
GB201112161D0 (en) * | 2011-07-15 | 2011-08-31 | Qinetiq Ltd | Portal monitoring |
GB201112154D0 (en) | 2011-07-15 | 2011-08-31 | Qinetiq Ltd | Seismic geophysical surveying |
GB2506794B (en) | 2011-08-09 | 2016-08-17 | Shell Int Research | Method and apparatus for measuring seismic parameters of a seismic vibrator |
CN103988089B (zh) | 2011-12-15 | 2017-12-05 | 国际壳牌研究有限公司 | 用光纤分布式声感测(das)组合检测横向声信号 |
GB201201727D0 (en) * | 2012-02-01 | 2012-03-14 | Qinetiq Ltd | Indicating locations |
CN102588743B (zh) * | 2012-03-08 | 2013-08-07 | 东北大学 | 实时跟踪与精确定位管道内检测器的装置及方法 |
US10088353B2 (en) | 2012-08-01 | 2018-10-02 | Shell Oil Company | Cable comprising twisted sinusoid for use in distributed sensing |
US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
ITMI20122196A1 (it) * | 2012-12-20 | 2014-06-21 | Eni Spa | Metodo e sistema per la rilevazione da remoto della posizione di un dispositivo pig all'interno di una condotta in pressione |
US9594174B2 (en) * | 2013-02-01 | 2017-03-14 | Westerngeco L.L.C. | Computing rotation data using a gradient of translational data |
US20140352442A1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-12-04 | Macau University Of Science And Technology | Vibration Detection System Based on Biconical Tapered Fiber and the Method thereof |
GB2515564A (en) * | 2013-06-28 | 2014-12-31 | Optasense Holdings Ltd | Improvements in fibre optic distributed sensing |
US10408954B2 (en) | 2014-01-17 | 2019-09-10 | Westerngeco L.L.C. | Seismic sensor coupling |
US9535039B2 (en) | 2014-04-30 | 2017-01-03 | Control Devices, Inc. | Acoustic transmitter and method for underwater pipeline inspection gauges |
EA028210B1 (ru) | 2014-05-14 | 2017-10-31 | Эни С.П.А. | Способ и система для непрерывного дистанционного контроля положения и скорости продвижения скребкового устройства внутри трубопровода |
US10274381B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Pipeline constriction detection |
WO2016010553A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining locations of acoustic sources around a borehole |
US11988318B2 (en) * | 2015-07-07 | 2024-05-21 | Profound Positioning Inc. | Methods and systems to enhance pipeline trajectory reconstruction using pipeline junctions |
EP3325935B1 (en) * | 2015-07-17 | 2021-03-31 | The University of Adelaide | Method and system for pipeline condition analysis |
US10359302B2 (en) | 2015-12-18 | 2019-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Non-linear interactions with backscattered light |
BR112018070577A2 (pt) | 2016-04-07 | 2019-02-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | detecção de localizações de ingresso de areia de fundo de poço |
AU2017246521B2 (en) | 2016-04-07 | 2023-02-02 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole sand ingress locations |
CN106051379B (zh) * | 2016-05-27 | 2018-01-16 | 沈阳鑫联石化设备有限公司 | 一种清管器远程监测仪及监测方法 |
US11015996B2 (en) * | 2016-07-26 | 2021-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electro acoustic technology (EAT) for real time intelligent pigging |
GB2565721B (en) | 2016-07-28 | 2022-04-20 | Halliburton Energy Services Inc | Real-time plug tracking with fiber optics |
US10215341B2 (en) * | 2016-08-09 | 2019-02-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Facilitating the transition between flooding and hydrotesting with the use of an intelligent pig |
EP3608503B1 (en) | 2017-03-31 | 2022-05-04 | BP Exploration Operating Company Limited | Well and overburden monitoring using distributed acoustic sensors |
EA202090528A1 (ru) | 2017-08-23 | 2020-07-10 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Обнаружение мест скважинных пескопроявлений |
CA3075949A1 (en) * | 2017-09-22 | 2019-03-28 | University Of Saskatchewan | Methods for detecting pipeline weakening |
WO2019072899A2 (en) | 2017-10-11 | 2019-04-18 | Bp Exploration Operating Company Limited | EVENT DETECTION USING FREQUENCY DOMAIN ACOUSTIC CHARACTERISTICS |
CN108053477B (zh) * | 2017-12-20 | 2021-07-02 | 北京华航无线电测量研究所 | 一种管道内变形的数值处理方法 |
KR102278265B1 (ko) | 2017-12-20 | 2021-07-16 | 킴벌리-클라크 월드와이드, 인크. | 제품의 음향 시그니처를 인식하여 제품 사용량을 기록하기 위한 시스템 |
US11141327B2 (en) | 2017-12-20 | 2021-10-12 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | System for intervening and improving the experience of the journey of an absorbent article change |
EP3514564B1 (en) * | 2018-01-19 | 2023-05-31 | Centre National D'etudes Spatiales | Indoor positioning system |
CN110107816A (zh) * | 2018-02-01 | 2019-08-09 | 北京声创新技术发展有限责任公司 | 输油气管道清管器/检测器次声实时跟踪定位系统及方法 |
US11181208B2 (en) * | 2018-05-24 | 2021-11-23 | Tdw Delaware, Inc. | Non-invasive pipeline pig signal using vibration sensors |
US11132542B2 (en) * | 2018-06-28 | 2021-09-28 | Nec Corporation | Time-space de-noising for distributed sensors |
CN109298080B (zh) * | 2018-10-31 | 2023-12-15 | 江苏大学 | 基于特征导波的焊缝缺陷检测专用阵列式传感器的分时激励系统及方法 |
RU2726440C2 (ru) * | 2018-11-26 | 2020-07-14 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Устройство для определения местонахождения очистного устройства в трубопроводе |
CN109306864A (zh) * | 2018-11-27 | 2019-02-05 | 美钻深海能源科技研发(上海)有限公司 | 基于光纤检测的水下清管器作业实时监测装置 |
CA3120493A1 (en) | 2018-11-29 | 2020-06-04 | Bp Exploration Operating Company Limited | Das data processing to identify fluid inflow locations and fluid type |
GB201820331D0 (en) | 2018-12-13 | 2019-01-30 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Distributed acoustic sensing autocalibration |
CN110375840A (zh) * | 2019-06-25 | 2019-10-25 | 武汉理工光科股份有限公司 | 基于分布式光纤传感的清管器跟踪定位方法 |
WO2021073740A1 (en) | 2019-10-17 | 2021-04-22 | Lytt Limited | Inflow detection using dts features |
EP4045766A1 (en) | 2019-10-17 | 2022-08-24 | Lytt Limited | Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements |
CN110822292A (zh) * | 2019-10-29 | 2020-02-21 | 东莞新奥燃气有限公司 | 燃气管道通球运行位置的监控系统及方法 |
WO2021093974A1 (en) | 2019-11-15 | 2021-05-20 | Lytt Limited | Systems and methods for draw down improvements across wellbores |
CN110987318B (zh) * | 2019-12-11 | 2021-11-05 | 北京华展汇元信息技术有限公司 | 一种高压管道气体泄露自动检测装置和检测方法 |
US11519807B2 (en) * | 2019-12-13 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system to determine variations in a fluidic channel |
EP4093942A1 (en) * | 2020-01-24 | 2022-11-30 | Lytt Limited | Detecting flow obstruction events within a flow line using acoustic frequency domain features |
US11619542B2 (en) * | 2020-04-14 | 2023-04-04 | Nec Corporation | Distributed acoustic sensing based natural frequency measurement of civil infrastructures |
US11543286B2 (en) * | 2020-04-14 | 2023-01-03 | Nec Corporation | Distributed acoustic sensing based acoustic wave speed scanning and mapping of civil infrastructures |
EP4165284A1 (en) | 2020-06-11 | 2023-04-19 | Lytt Limited | Systems and methods for subterranean fluid flow characterization |
EP4168647A1 (en) | 2020-06-18 | 2023-04-26 | Lytt Limited | Event model training using in situ data |
CN111965693B (zh) * | 2020-08-21 | 2023-06-27 | 电子科技大学 | 一种基于光缆的管线走向示踪方法及系统 |
EP3992600B1 (en) | 2020-11-02 | 2023-02-15 | Tata Consultancy Services Limited | Method and system for inspecting and detecting fluid in a pipeline |
CN112504969B (zh) * | 2021-02-03 | 2021-05-14 | 四川大学 | 基于分布式声传感的管道法兰焊缝健康检测装置及方法 |
RU2757682C1 (ru) * | 2021-03-25 | 2021-10-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Поволжский государственный университет телекоммуникаций и информатики" | Способ контроля состояния смотрового устройства на трассе волоконно-оптической кабельной линии |
RU2758340C1 (ru) * | 2021-04-13 | 2021-10-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Поволжский государственный университет телекоммуникаций и информатики" | Способ неразрушающего контроля прочности оптического волокна |
CN113275341B (zh) * | 2021-05-19 | 2022-04-08 | 精仪监测科技(苏州)有限公司 | 一种基于分布式光纤振动传感的清管器跟踪定位方法 |
CN113447727B (zh) * | 2021-06-30 | 2022-12-09 | 武汉理工光科股份有限公司 | 基于光纤测振系统的油气管道上方雷电定位方法及装置 |
CN113933002A (zh) * | 2021-08-12 | 2022-01-14 | 吉林大学 | 一种长距离大型输水压力管道水压试验漏点识别的方法 |
CN113883422B (zh) * | 2021-09-10 | 2023-06-02 | 江苏禹治流域管理技术研究院有限公司 | 一种城市供水管网漏损在线监测系统 |
EP4202374A1 (de) | 2021-12-22 | 2023-06-28 | Universität Hamburg | Vorrichtung zum faser-optischen messen und transportieren von messsignalen |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4747309A (en) * | 1980-10-02 | 1988-05-31 | Imperial Chemical Industries Plc | Structures and methods of testing them with linear microphones |
GB2284256A (en) * | 1993-11-26 | 1995-05-31 | Sensor Dynamics Ltd | Wavelength addressed network of fibre optic interferometric sensors |
RU2271446C1 (ru) * | 2004-07-27 | 2006-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроЛайт" | Устройство для мониторинга виброакустической характеристики протяженного объекта |
Family Cites Families (43)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3949353A (en) | 1973-12-10 | 1976-04-06 | Continental Oil Company | Underground mine surveillance system |
US4311391A (en) * | 1979-12-27 | 1982-01-19 | Westinghouse Electric Corp. | Passive fiber optic sonar system |
US4313185A (en) * | 1979-12-31 | 1982-01-26 | General Electric Company | Acoustic vibration sensor and sensing system |
US4363114A (en) * | 1981-01-21 | 1982-12-07 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Low noise remote optical fiber sound detector |
US4927232A (en) * | 1985-03-18 | 1990-05-22 | G2 Systems Corporation | Structural monitoring system using fiber optics |
GB8307985D0 (en) * | 1983-03-23 | 1983-04-27 | British Gas Corp | Pipeline pig tracking |
US4541278A (en) * | 1984-04-23 | 1985-09-17 | Union Oil Company Of California | Pipeline corrosion sensing device and method |
EP0170736A1 (en) * | 1984-07-09 | 1986-02-12 | Amon, Glen C. | Pipeline fault status monitoring system |
US4918303A (en) * | 1989-05-11 | 1990-04-17 | Conoco Inc. | Detecting disturbance with cross polarized fiber optic sensing |
US5194847A (en) * | 1991-07-29 | 1993-03-16 | Texas A & M University System | Apparatus and method for fiber optic intrusion sensing |
JP2833932B2 (ja) * | 1992-06-18 | 1998-12-09 | 日本電気アイシーマイコンシステム株式会社 | ノンリニアエンファシス回路 |
US5417112A (en) * | 1993-01-11 | 1995-05-23 | Tdw Delaware, Inc. | Apparatus for indicating the passage of a pig moving within an underground pipeline |
CN2212773Y (zh) * | 1994-06-24 | 1995-11-15 | 刘达峰 | 管路障碍物测位器装置 |
US5549000A (en) * | 1994-06-27 | 1996-08-27 | Texaco, Inc. | Passive acoustic detection of pipeline pigs |
JPH08233564A (ja) * | 1995-02-28 | 1996-09-13 | Tokyo Gas Co Ltd | ピグの走行位置検出装置 |
JPH08233932A (ja) * | 1995-02-28 | 1996-09-13 | Tokyo Gas Co Ltd | ピグの走行位置監視手段 |
GB9520387D0 (en) * | 1995-10-06 | 1995-12-06 | R S T Projects Ltd | Debris monitoring system and apparatus |
EP1357403A3 (en) * | 1997-05-02 | 2004-01-02 | Sensor Highway Limited | A method of generating electric power in a wellbore |
US6211964B1 (en) * | 1997-10-09 | 2001-04-03 | Geosensor Corporation | Method and structure for incorporating fiber optic acoustic sensors in a seismic array |
GB9802688D0 (en) * | 1998-02-06 | 1998-07-29 | Marconi Gec Ltd | Improvements in or relating to sound detection |
JP2000088561A (ja) * | 1998-09-11 | 2000-03-31 | Tokyo Gas Co Ltd | 導管内におけるピグの走行位置検出方法 |
CA2412041A1 (en) | 2000-06-29 | 2002-07-25 | Paulo S. Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
CA2414385C (en) * | 2001-12-10 | 2007-03-13 | Moe Momayez | Remote structural material evaluation apparatus |
US20040261547A1 (en) * | 2002-10-01 | 2004-12-30 | Russell David Alexander | Method of deriving data |
CA2416171A1 (en) * | 2003-01-13 | 2004-07-13 | Pure Technologies Ltd. | Pipeline monitoring system |
US20050034917A1 (en) * | 2003-08-14 | 2005-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for acoustic position logging ahead-of-the-bit |
GB0407982D0 (en) | 2004-04-08 | 2004-05-12 | Wood Group Logging Services In | "Methods of monitoring downhole conditions" |
US6847207B1 (en) * | 2004-04-15 | 2005-01-25 | Tdw Delaware, Inc. | ID-OD discrimination sensor concept for a magnetic flux leakage inspection tool |
US7271884B2 (en) * | 2004-08-06 | 2007-09-18 | The United States Of America Represented By The Secretary Of The Navy | Natural fiber span reflectometer providing a virtual phase signal sensing array capability |
CN2758749Y (zh) | 2004-12-16 | 2006-02-15 | 何志强 | 天然气管道清管器通过信号采样报警装置 |
KR20060084256A (ko) | 2005-01-19 | 2006-07-24 | 삼성전자주식회사 | 액정 표시 장치용 발광 다이오드 소자의 렌즈 조성물,이를 포함하는 발광 다이오드 소자, 백라이트 유닛 및액정 표시 장치 |
US7397976B2 (en) * | 2005-01-25 | 2008-07-08 | Vetco Gray Controls Limited | Fiber optic sensor and sensing system for hydrocarbon flow |
RU2287131C1 (ru) * | 2005-09-06 | 2006-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроЛайт" | Способ мониторинга состояния протяженных объектов, преимущественно продуктопроводов, и устройство для его осуществления |
GB2442745B (en) * | 2006-10-13 | 2011-04-06 | At & T Corp | Method and apparatus for acoustic sensing using multiple optical pulses |
GB2442746B (en) * | 2006-10-13 | 2011-04-06 | At & T Corp | Method and apparatus for acoustic sensing using multiple optical pulses |
DE102007004104A1 (de) | 2007-01-26 | 2008-07-31 | Ksb Aktiengesellschaft | Positionsdetektor für ein in einem Rohr bewegtes Teil |
CN201034929Y (zh) * | 2007-04-04 | 2008-03-12 | 南京旭飞光电有限公司 | 光纤气体传感器 |
RU68692U1 (ru) * | 2007-07-05 | 2007-11-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Проект-Ресурс" | Система мониторинга состояния трубопровода |
CN101135577A (zh) * | 2007-09-29 | 2008-03-05 | 中国科学院上海光学精密机械研究所 | 自动调谐f-p光纤传感器 |
US7946341B2 (en) * | 2007-11-02 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
CN101226078A (zh) * | 2008-01-30 | 2008-07-23 | 广厦建设集团有限责任公司 | 一种基于分布式光纤传感器的长距离线性结构异常振动的检测方法 |
GB2462096A (en) * | 2008-07-23 | 2010-01-27 | Schlumberger Holdings | Monitoring of a pipeline pig using external acoustic sensors |
US8020616B2 (en) * | 2008-08-15 | 2011-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining a status in a wellbore based on acoustic events detected by an optical fiber mechanism |
-
2008
- 2008-08-21 GB GBGB0815297.7A patent/GB0815297D0/en not_active Ceased
-
2009
- 2009-08-20 TR TR2019/03507T patent/TR201903507T4/tr unknown
- 2009-08-20 SI SI200931949T patent/SI2326922T1/sl unknown
- 2009-08-20 CA CA2734820A patent/CA2734820C/en active Active
- 2009-08-20 US US13/059,806 patent/US8973444B2/en active Active
- 2009-08-20 RU RU2011110518/28A patent/RU2511228C2/ru active
- 2009-08-20 CA CA2734818A patent/CA2734818C/en active Active
- 2009-08-20 RU RU2011110520/28A patent/RU2515126C2/ru active
- 2009-08-20 EP EP09784969.9A patent/EP2326922B1/en active Active
- 2009-08-20 WO PCT/GB2009/002058 patent/WO2010020796A1/en active Application Filing
- 2009-08-20 HU HUE09784969A patent/HUE043266T2/hu unknown
- 2009-08-20 EP EP09784994.7A patent/EP2326932B1/en active Active
- 2009-08-20 CN CN200980141853.4A patent/CN102197294B/zh active Active
- 2009-08-20 CN CN2009801418727A patent/CN102197287B/zh active Active
- 2009-08-20 LT LTEP09784969.9T patent/LT2326922T/lt unknown
- 2009-08-20 WO PCT/GB2009/002032 patent/WO2010020781A1/en active Application Filing
- 2009-08-20 US US13/059,795 patent/US10900860B2/en active Active
- 2009-08-20 PL PL09784969T patent/PL2326922T3/pl unknown
- 2009-08-21 WO PCT/GB2009/002055 patent/WO2010020795A1/en active Application Filing
- 2009-08-21 CA CA2734717A patent/CA2734717C/en active Active
- 2009-08-21 CN CN200980141858.7A patent/CN102197284B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-08-21 US US13/059,810 patent/US9625348B2/en active Active
- 2009-08-21 EP EP09784992.1A patent/EP2318811B1/en active Active
- 2009-08-21 RU RU2011110519/28A patent/RU2518978C2/ru active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4747309A (en) * | 1980-10-02 | 1988-05-31 | Imperial Chemical Industries Plc | Structures and methods of testing them with linear microphones |
GB2284256A (en) * | 1993-11-26 | 1995-05-31 | Sensor Dynamics Ltd | Wavelength addressed network of fibre optic interferometric sensors |
RU2271446C1 (ru) * | 2004-07-27 | 2006-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроЛайт" | Устройство для мониторинга виброакустической характеристики протяженного объекта |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
весь документ. * |
реферат; описание: абзацы: 1, 2, 6, 7, 11, 14-16, 19, 40, 43-45; фиг. 1. * |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2511228C2 (ru) | Мониторинг канала | |
EP2721387B1 (en) | Monitoring of conduits | |
US10031044B2 (en) | Real-time monitoring of a metal surface | |
US20170138525A1 (en) | Monitoring of the Position of a Pipe Inspection Tool in a Pipeline | |
CN108369118B (zh) | 使用光纤传感器对明渠中的流体流的监测 | |
Bin Ali | Development of acoustic sensor and signal processing technique. | |
US20240011594A1 (en) | Methods and systems for tracking an object moving along a conduit | |
Kim et al. | Experimental Study on Leak-induced Vibration in WaterPipelines Using Fiber Bragg Grating Sensors |