RU2688903C1 - Method of determining leaks in pipelines and device for its implementation - Google Patents
Method of determining leaks in pipelines and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2688903C1 RU2688903C1 RU2018118484A RU2018118484A RU2688903C1 RU 2688903 C1 RU2688903 C1 RU 2688903C1 RU 2018118484 A RU2018118484 A RU 2018118484A RU 2018118484 A RU2018118484 A RU 2018118484A RU 2688903 C1 RU2688903 C1 RU 2688903C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- sound
- leaks
- sound pulses
- pipelines
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/04—Analysing solids
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и может использоваться для обнаружения утечек транспортируемой среды из напорных и магистральных трубопроводов.The invention relates to the oil and gas industry, namely to the field of pipeline transportation of oil and petroleum products and can be used to detect leaks of the transported medium from pressure and main pipelines.
Предпосылки для создания изобретения.Background to the invention.
Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.Analysis of the current level of technology in this area showed the following.
Проблема своевременного обнаружения разливов и утечек нефти является актуальной и представляет первоочередную задачу на всех стадиях добычи нефти.The problem of timely detection of spills and oil leaks is urgent and represents the primary task at all stages of oil production.
В процессе нефтедобычи сырье, добываемое из скважин, проходит множество стадий на различных объектах: компрессорно-насосные станции, сборные коллекторы, отстойники, нефтепроводы, пункты первичной подготовки нефти, нефтеперекачивающие станции и др. Самым слабым звеном в этой цепи являются магистральные нефтепроводы.In the process of oil production, the raw materials extracted from wells go through many stages at various sites: compressor pump stations, prefabricated collectors, settlers, oil pipelines, primary oil preparation stations, oil pumping stations, etc. The weakest link in this chain is the main oil pipelines.
Особенностью утечек в трубопроводах является сложность их обнаружения. Часто малую утечку невозможно обнаружить из-за внутрипочвенного расположения и перетока нефти, как правило, в водные источники.A feature of pipeline leaks is the complexity of their detection. Often, a small leak cannot be detected due to the subsurface location and the flow of oil, usually to water sources.
Существуют различные методы обнаружения поврежденных участков трубопроводов.There are various methods for detecting damaged sections of pipelines.
Известен параметрический метод, при котором составляются уравнения материального баланса и перепада давления (Патент РФ №2368843, кл. F17D 5/02, дата публикации 27.09.2009 г. «Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов»). Недостатками данного метода являются низкая точность при определении координаты утечки, плохая чувствительность к малым объемам утечки, а также значительная длительность процесса.A parametric method is known, in which the equations of material balance and pressure drop are compiled (RF Patent No. 2368843, class F17D 5/02, published on September 27, 2009, “Method for detecting leaks of liquid hydrocarbons from main pipelines”). The disadvantages of this method are low accuracy in determining the coordinates of the leak, poor sensitivity to small volumes of leakage, as well as a significant duration of the process.
Существует метод «волны давления» (Патент РФ №2610968, кл. F17D 5/00, дата публикации 17. 02 2017 г. «Способ обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов»). Сущность метода заключается в том, что в момент возникновения деформации трубопровода возникает резкий скачок давления, который можно фиксировать датчиками с разницей во времени.There is a “pressure wave” method (RF Patent No. 2610968, Cl. F17D 5/00, publication date 17. 02 2017 “A method for detecting leaks of oil and oil products”). The essence of the method lies in the fact that at the moment of occurrence of the deformation of the pipeline there is a sharp pressure jump, which can be fixed by sensors with a time difference.
Недостатками существующего метода являются ложные срабатывания, вызванные нестационарными процессами в трубопроводной системе, не связанные с утечкой, не способность обнаружить малые утечки в трубопроводе, а также невозможность определения уже существующих утечек.The disadvantages of the existing method are false positives caused by non-stationary processes in the pipeline system, not related to leakage, inability to detect small leaks in the pipeline, as well as the impossibility of determining already existing leaks.
Известен волоконно - оптический метод (Патент РФ №2365889, кл. F17D 5/06, дата публикации 27.08.2009 г. «Способ определения места утечки газа из подземного трубопровода (варианты)»), основанный на свойствах преломления и поглощения света. Луч, посылаемый лазером, с определенной длиной волны, пропускают вдоль трубопровода по оптоволокну. Если в трубопроводе имеется трещина, то часть луча в результате отразится, а часть изменит свой угол преломления. Зная скорость распространения света в кабеле и время получения сигналов можно определить координаты утечки.The fiber-optical method is known (Patent of the Russian Federation No. 2365889, class F17D 5/06, published on August 27, 2009, “Method for determining the location of a gas leak from an underground pipeline (versions)”), based on the properties of refraction and absorption of light. The beam sent by the laser, with a certain wavelength, is passed along the pipeline through the optical fiber. If there is a crack in the pipeline, then a part of the beam will be reflected as a result, and a part will change its angle of refraction. Knowing the speed of light propagation in the cable and the time of receiving signals, you can determine the coordinates of the leak.
К недостаткам этого метода относятся большие затраты на прокладку, а также сложность монтажа и низкая надежность самого кабеля.The disadvantages of this method include high installation costs, as well as the complexity of installation and the low reliability of the cable itself.
Существует акустически - эмиссионный метод (Патент РФ №2053436, кл. F17D 5/02, дата приоритета 23.10.1992 г. «Устройство для определения мест утечек в напорных трубопроводах»). Данный метод схож с методом «волн давления» с разницей в том, что исследуемая среда представляет собой не жидкость, а сам трубопровод. В результате возникновения дефекта в трубопроводе возникает акустическая волна, которая может быть обнаружена пьезопреобразователями с двух сторон от места деформации.There is an acoustic - emission method (Patent of the Russian Federation No. 2053436, Cl. F17D 5/02, priority date of October 23, 1992 "Device for determining leaks in pressure pipelines"). This method is similar to the “pressure waves” method with the difference that the test medium is not a liquid, but the pipeline itself. As a result of the occurrence of a defect in the pipeline, an acoustic wave arises, which can be detected by piezo-transducers on both sides of the deformation site.
В прототипе предложен способ определения утечек в трубопроводах, позволяющий представить магистральный трубопровод в виде одиночного электрического кабеля, изолированного от земли. Тогда нефтяная смесь в трубопроводе будет эквивалентна току, протекающему по кабелю. При исследовании такой электрической линии импульсными сигналами, электромагнитная волна, распространяющаяся по внешней поверхности трубопровода, будет частично отражаться от неоднородностей (сварное соединение, отвод, деформация, врезка, разрыв и т.д.), и поступать на вход приемника. Затем отраженные импульсы напряжения сравнивают с эталоном, и при наличии несовпадений, вычисляют координаты утечки.In the prototype, a method for detecting leaks in pipelines is proposed, which allows the main pipeline to be represented as a single electrical cable insulated from the ground. Then the oil mixture in the pipeline will be equivalent to the current flowing through the cable. When examining such an electrical line with pulsed signals, an electromagnetic wave propagating along the external surface of the pipeline will be partially reflected from irregularities (welded joint, retraction, deformation, tie-in, rupture, etc.) and enter the receiver input. Then the reflected voltage pulses are compared with the standard, and in the presence of discrepancies, the coordinates of the leak are calculated.
Недостатками данного метода являются высокая стоимость его внедрения и сложность самого процесса из-за большого числа датчиков.The disadvantages of this method are the high cost of its implementation and the complexity of the process itself due to the large number of sensors.
Задачей предложенного технического решения является обнаружение утечек нефти и нефтепродуктов, включая утечки малого объема и улучшение технико-эксплуатационных характеристик, то есть разработка оперативного способа определения утечек в магистральных трубопроводах, не требующего дополнительного оборудования, энергии и материальных затрат и обеспечивающего высокую точность, надежность и достоверность измеряемых параметров.The objective of the proposed technical solution is to detect leaks of oil and oil products, including small volume leaks and improve technical and operational characteristics, that is, to develop an operational method for detecting leaks in main pipelines that do not require additional equipment, energy and material costs and ensure high accuracy, reliability and reliability measured parameters.
Дополнительной задачей технического решения является возможность обнаружения различных неоднородностей трубопроводов, таких как врезка, в том числе и несанкционированная, отвод, сварное соединение, разрыв, деформация и т.д.An additional task of the technical solution is the possibility of detecting various inhomogeneities of pipelines, such as a tie-in, including unauthorized, drainage, weld joint, rupture, deformation, etc.
Предложенный способ определения утечек в трубопроводах состоит из следующих операций:The proposed method for detecting leaks in pipelines consists of the following operations:
1. Исследование трубопроводной системы не импульсами напряжения, а звуковыми импульсами.1. The study of the pipeline system is not voltage pulses, and sound pulses.
2. Прием звуковых импульсов, отраженных от места неоднородности и конца трубопровода.2. Reception of the sound impulses reflected from a place of non-uniformity and the end of the pipeline.
3. Анализ полученных звуковых импульсов. Определение ложных срабатываний и помех.3. Analysis of the received sound pulses. Determination of false positives and interference.
4. Определение координаты утечки по временной задержке отраженных звуковых импульсов относительно эталона.4. Determination of the leakage coordinates by the time delay of the reflected sound pulses relative to the standard.
Способ определения утечек в трубопроводах поясняется устройством, которое включает трубопровод, акустический пьезодатчик, являющийся приемником, программируемый логический контроллер, диспетчерский уровень, двухслойную нейронную сеть с прямой передачей данных и нефтеперекачивающую станцию (НПС) с генератором звуковых импульсов.The method for detecting leaks in pipelines is explained by a device that includes a pipeline, an acoustic piezo sensor, which is a receiver, a programmable logic controller, a dispatching level, a two-layer neural network with direct data transmission and an oil pumping station (NPS) with a sound pulse generator.
Предлагаемой способ поясняется прилагаемыми чертежами, где:The proposed method is illustrated in the accompanying drawings, where:
- на фиг. 1 изображена предлагаемая структурная схема устройства;- in fig. 1 shows the proposed block diagram of the device;
- на фиг. 2 представлен графический способ обнаружения утечек;- in fig. 2 shows a graphical method for detecting leaks;
- на фиг. 3 представлена двухслойная нейронная сеть с прямой передачей данных;- in fig. 3 shows a two-layer neural network with direct data transfer;
- на фиг. 4 показана электрическая схема модели трубопровода.- in fig. 4 shows the electrical circuit model of the pipeline.
Структурная схема устройства, схематично представленная на фиг. 1, включает трубопровод 1, акустический пьезодатчик - приемник 2, программируемый логический контроллер 3, диспетчерский уровень 4, двухслойную нейронную сеть 5 с прямой передачей данных и нефтеперекачивающую станцию 6, содержащую источник сигнала - генератор звуковых импульсов.The block diagram of the device shown schematically in FIG. 1, includes a
Графически способ определения утечек представлен следующим образом (фиг. 2). По оси абсцисс откладывают время прохождения звукового импульса (t), а по оси ординат длину трубопровода 1 (L). Предполагается, что скорость распространения звуковой волны не зависит от направления движения жидкости в трубопроводе 1, либо данный процесс скомпенсирован.Graphically, the method for determining leaks is presented as follows (Fig. 2). The abscissa axis lay the time of passage of the sound pulse (t), and along the ordinate axis the length of the pipeline 1 (L). It is assumed that the speed of propagation of the sound wave does not depend on the direction of movement of the fluid in the
Зная скорость распространения звуковой волны в трубопроводе 1 и время сигнала, где (tm) - время прохождения сигнала от генератора звуковых импульсов до предполагаемого места утечки и обратно до приемника, a (tp) - время прохождения сигнала от генератора звуковых импульсов до конца рассматриваемого участка магистрального трубопровода и обратно до приемника, можно определить расстояние до места утечки.Knowing the speed of propagation of a sound wave in
Двухслойная нейронная сеть 5 с прямой передачей данных (фиг. 3) содержит вектор весов 7, первый слой нейронов 8 и второй слой нейронов 9.A two-layer
Электрическая схема модели трубопровода (фиг. 4) состоит из амперметров 10, конденсаторов 11, ключей 12, катушек индуктивности 13, резисторов 14, генератора импульсов напряжения 15.The electrical circuit model of the pipeline (Fig. 4) consists of
Предлагаемый способ определения утечек в трубопроводах и устройство для его осуществления работают следующим образом.The proposed method for determining leaks in pipelines and a device for its implementation are as follows.
Звуковой сигнал (фиг. 1) из акустических пьезодатчиков - приемников 2, находящихся на трубопроводе 1 преобразуется в электрический сигнал и поступает в программируемый логический контроллер 3 по протоколу RS485.The audio signal (Fig. 1) from the acoustic piezoelectric sensors -
Программируемый логический контроллер 3 передает полученный электрический сигнал по GPS каналу на верхний диспетчерский уровень 4. Предложенная структурная схема может быть дополнена или адаптирована под уже существующую схему на предприятии.The
Включив в данную структурную схему двухслойную нейронную сеть 5 с прямой передачей данных, можно подобрать такие параметры, при которых погрешность на тестируемом множестве данных будет минимальной.By including a two-layer
На вход двухслойной нейронной сети 5 с прямой передачей данных, находящийся на диспетчерском уровне 4, в виде вектора pn, подается электрический сигнал с акустического пьезодатчика - приемника 2 через программируемый логический контроллер 3. Элементами вектора pn являются отношения мощностей излучения до и после отражения от неоднородности на одном участке трубопровода 1 с порядковым номером n. На выходе будут получены координаты X места утечки.At the input of a two-layer
Реализация двухслойной нейронной сети 5 с прямой передачей данных схематично представлена на фиг. 3.The implementation of a two-layer
Здесь:Here:
- j-й элемент вектора pn; - j-th element of the vector pn;
- вектор весов i-го нейрона; - the vector of weights of the i-th neuron;
Sk - взвешенная сумма i-го нейрона;S k - weighted sum of i-th neuron;
- передаточная функция нейронов 1 го слоя; - transfer function of neurons of the 1st layer;
yk - выход 1 го нейрона;y k is the output of the 1st neuron;
X - выход нейронной сети 5.X -
Полученный электрический сигнал, попадая на вектор весов 7, преобразуется и направляется на первый слой нейронов 8. Там, в зависимости от передаточной функции определяется характер неоднородности, и сигнал передается на второй слой нейронов 9, в котором определяется ее степень. Так как на выходе нас интересует только координата утечки (т.е. один параметр), то для второго слоя нейронов 9 достаточно одной передаточной функции, которая будет определять размер повреждения (маленькая, средняя, большая трещина, разрыв трубопровода и т.д.).The received electrical signal, falling on the vector of
Чтобы определить характер неоднородности (сварное соединение, отвод, деформация, разрыв и т.д.) проводят лабораторные испытания и подбирают коэффициенты для различных вариантов деформации.In order to determine the nature of heterogeneity (welded joint, retraction, deformation, rupture, etc.), laboratory tests are carried out and coefficients are selected for various deformation options.
Чем больше в систему включено вариантов неоднородностей, тем точнее будет определена модель реального трубопровода 1.The more heterogeneity variants are included in the system, the more accurately the
Таким образом, имея большую базу входных параметров, для различных участков трубопровода 1 можно подобрать наиболее оптимальную двухслойную нейронную сеть 5 с прямой передачей данных, вычисляющую координаты утечки с наибольшей точностью.Thus, having a large base of input parameters, it is possible to select the most optimal two-layer
Для получения передаточных функций первого слоя нейронов 8 и второго слоя нейронов 9 составляют математическую модель распространения звука в цилиндрической трубе.To obtain the transfer functions of the first layer of
Волновое уравнение для функции выражают следующим образом:Wave equation for the function express as follows:
Где:Where:
r - коэффициент трения, рассчитанный на единицу площади и длины;r is the friction coefficient calculated per unit area and length;
K - коэффициент упругости трубы;K is the coefficient of elasticity of the pipe;
ϕ - азимутальный угол.ϕ is the azimuth angle.
Произведя разделение переменных по методу Фурье, находят частное решение этого уравнения для круглой трубы с учетом следующих ограничений:Having made the separation of variables by the Fourier method, one finds a particular solution of this equation for a round pipe with the following limitations:
1. Предполагают, что боковые стенки трубы абсолютно твердые и совершенно не проводят тепла.1. It is assumed that the side walls of the pipe are absolutely solid and do not conduct heat at all.
2. Считают, что диаметр трубы значительно меньше длины звуковой волны.2. Consider that the diameter of the pipe is significantly less than the length of the sound wave.
3. Скорость движения звуковой волны одинакова по всему сечению.3. The speed of movement of the sound wave is the same throughout the section.
Передаточная функция круглого трубопровода:The transfer function of the round pipe:
Где:Where:
Jp - Бесселева функция порядка p от аргументов ϑ , r;J p - Bessel function of order p from the arguments ϑ, r;
ϑ - волновое число.ϑ is the wave number.
Подставляя в данную функцию коэффициенты, полученные в результате лабораторных испытаний определенных видов деформаций, получают различные передаточные функции, характеризующие определенный участок трубопровода 1.Substituting in this function the coefficients obtained as a result of laboratory tests of certain types of deformations, receive various transfer functions characterizing a certain section of the
Для моделирования данного процесса собирают электрическую схему эквивалентную участку трубопровода 1 (фиг. 4). Генератор импульсов напряжения 15 создает требуемые импульсы, резисторы 14 выполняют роль трубопровода 1 с заданным диаметром, амперметры 10 выступают в качестве акустического пьезодатчика - приемника 2, конденсатор 11 создает имитацию звуковой волны, катушки индуктивности 13 сглаживают переходные процессы, а ключ 12 создает деформацию трубопровода 1.To simulate this process, an electrical circuit is assembled equivalent to a section of pipeline 1 (FIG. 4). The
Данная модель позволяет определить время, необходимое для одного измерения при известной длине трубопровода 1 и скорости распространения звуковой волны. Определение времени распространения звуковой волны происходит следующим образом: при запуске устройства генератор импульсов напряжения 15 подает напряжение в цепь и конденсаторы 11 заряжаются. Амперметры 10 при этом показывают одинаковый ток. В момент, когда конденсаторы 11 заряжены, происходит размыкание одного из участков цепи, при этом конденсаторы 11, находящиеся левее места разрыва разряжаются и амперметры 10 показывают разные токи. Время, в течение которого один из амперметров 10 показывает значение I0, (нулевое значение силы тока), а другой Imax (максимальное значение силы тока) и будет временем распространения звуковой волны в трубопроводе 1 в один конец.This model allows you to determine the time required for a single measurement with a known length of
Подставляя полученные значения в уравнение (2), получают передаточную функцию, характеризующую координаты утечки трубопровода 1. Количеством ключей 12, размыкающих цепь, имитируют различные расстояния от источника напряжения и приемника до предполагаемого места утечки.Substituting the obtained values into equation (2), get the transfer function characterizing the coordinates of the leakage of the
Заявляемое техническое решение обладает целым рядом весомых преимуществ по сравнению с другими внедренными методами:The claimed technical solution has a number of significant advantages compared with other implemented methods:
1. Не требуется больших капиталовложений. Для участка достаточно одного генератора импульсов напряжения и акустического пьезодатчика - приемника. Трубопровод является отличным проводником, поэтому не требуется больших затрат энергии на формирование звуковых импульсов, и материальных затрат на обслуживание и ремонт.1. No big investment required. For the site, a single voltage pulse generator and an acoustic piezo sensor, a receiver, is sufficient. The pipeline is an excellent conductor, so it does not require large expenditures of energy for the formation of sound impulses, and material costs for maintenance and repair.
2. Высокая точность, надежность и достоверность измеряемых параметров. Качество передачи зависит лишь от трубопровода, что способствует повышению качества управления в процессе эксплуатации.2. High accuracy, reliability and reliability of measured parameters. The quality of transmission depends only on the pipeline, which contributes to the quality of control during operation.
3. Не имеет значения, каково строение трубопровода, где и как он расположен, погружен ли датчик в рабочую среду или нет, что гарантирует высокую работоспособность, позволит повысить эффективность обнаружения нарушений трубопроводов.3. It does not matter what the structure of the pipeline is, where and how it is located, whether the sensor is immersed in the working environment or not, which guarantees high operability, will increase the efficiency of detecting violations of pipelines.
4. Скорость каждого измерения гораздо выше, чем при методах материального баланса и «волн давления», что обеспечивает высокий коэффициент полезного действия.4. The speed of each measurement is much higher than with the methods of material balance and “pressure waves”, which ensures high efficiency.
Способ определения утечек в трубопроводах выполнен в строгом соответствии с нормативными требованиями пожаробезопасности, взрывобезопасности и соответствует требованиям безопасности труда и охраны окружающей среды от воздействия выбросов вредных веществ.The method for determining leaks in pipelines is made in strict accordance with the regulatory requirements of fire safety, explosion safety and meets the requirements of occupational safety and environmental protection from the effects of emissions of harmful substances.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018118484A RU2688903C1 (en) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Method of determining leaks in pipelines and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018118484A RU2688903C1 (en) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Method of determining leaks in pipelines and device for its implementation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2688903C1 true RU2688903C1 (en) | 2019-05-22 |
Family
ID=66637002
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018118484A RU2688903C1 (en) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Method of determining leaks in pipelines and device for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2688903C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2750516C1 (en) * | 2019-07-22 | 2021-06-29 | Чанчжоу Юниверсити | Method for multi-positional determination of leaks position in pipeline based on improved amd |
CN115602194A (en) * | 2022-12-09 | 2023-01-13 | 东莞先知大数据有限公司(Cn) | Self-adaptive water pipe leakage detection method and device and storage medium |
CN116464918A (en) * | 2023-05-06 | 2023-07-21 | 江苏省特种设备安全监督检验研究院 | Pipeline leakage detection method, system and storage medium |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2044293C1 (en) * | 1992-04-13 | 1995-09-20 | Александр Ефимович Гуров | Method of checking pipe-lines |
RU2006137406A (en) * | 2006-10-23 | 2008-04-27 | Федеральное государственное научное учреждение "Научно-исследовательский институт интероскопии" (ФГНУ "НИИ ИН") (RU) | METHOD AND DEVICE FOR LONG DETECTION OF LEAKS IN A PIPELINE |
CN104061445A (en) * | 2014-07-09 | 2014-09-24 | 中国石油大学(华东) | Pipeline leakage detection method based on neural network |
US9797799B2 (en) * | 2014-04-28 | 2017-10-24 | Northeastern University | Intelligent adaptive system and method for monitoring leakage of oil pipeline networks based on big data |
-
2018
- 2018-05-18 RU RU2018118484A patent/RU2688903C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2044293C1 (en) * | 1992-04-13 | 1995-09-20 | Александр Ефимович Гуров | Method of checking pipe-lines |
RU2006137406A (en) * | 2006-10-23 | 2008-04-27 | Федеральное государственное научное учреждение "Научно-исследовательский институт интероскопии" (ФГНУ "НИИ ИН") (RU) | METHOD AND DEVICE FOR LONG DETECTION OF LEAKS IN A PIPELINE |
US9797799B2 (en) * | 2014-04-28 | 2017-10-24 | Northeastern University | Intelligent adaptive system and method for monitoring leakage of oil pipeline networks based on big data |
CN104061445A (en) * | 2014-07-09 | 2014-09-24 | 中国石油大学(华东) | Pipeline leakage detection method based on neural network |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Автоматизированная система непрерывного контроля герметичности подводных нефтепроводов, Нефтяное хозяйство, 1989, N 10, с. 63-66. * |
О.В.Бондарева, В.Н.Бондарев, В.С.Чернега. Выделение сигналов с помощью нейросетевых алгоритмов при обнаружении утечек трубопроводов, Вимiрювальна та обчислювальна технiка в технологiчных процессах, N 2, 2005, с. 106-109. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2750516C1 (en) * | 2019-07-22 | 2021-06-29 | Чанчжоу Юниверсити | Method for multi-positional determination of leaks position in pipeline based on improved amd |
CN115602194A (en) * | 2022-12-09 | 2023-01-13 | 东莞先知大数据有限公司(Cn) | Self-adaptive water pipe leakage detection method and device and storage medium |
CN116464918A (en) * | 2023-05-06 | 2023-07-21 | 江苏省特种设备安全监督检验研究院 | Pipeline leakage detection method, system and storage medium |
CN116464918B (en) * | 2023-05-06 | 2023-10-10 | 江苏省特种设备安全监督检验研究院 | Pipeline leakage detection method, system and storage medium |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Baroudi et al. | Pipeline leak detection systems and data fusion: A survey | |
RU2688903C1 (en) | Method of determining leaks in pipelines and device for its implementation | |
CN101762633B (en) | Method for rapidly detecting pipeline body defects | |
Behari et al. | Chronic leak detection for single and multiphase flow: A critical review on onshore and offshore subsea and arctic conditions | |
RU2673367C2 (en) | Method and system for continuous remote control of deformations in pipelines under pressure | |
US11060668B2 (en) | Multiple transducer method and system for pipeline analysis | |
EP0399583A2 (en) | Apparatus and method for analysing the pulse propagation for testing a pipeline or the like | |
CN104373821A (en) | Natural gas pipeline safety monitoring device based on acoustical science active spurring | |
EP3884253B1 (en) | Method and system to analyse pipeline condition | |
US10996203B2 (en) | Detection, monitoring, and determination of location of changes in metallic structures using multimode acoustic signals | |
US10585069B2 (en) | Detection, monitoring, and determination of location of changes in metallic structures using multimode acoustic signals | |
Idachaba et al. | Current technologies and the applications of data analytics for crude oil leak detection in surface pipelines | |
RU151156U1 (en) | STATIONARY DEVICE FOR DETERMINING LOCATIONS OF OIL AND PETROLEUM PRODUCTS IN SEPARATE PIPELINE SECTIONS | |
CN100390531C (en) | Gas pipeline leakage detecting and positioning method and system based on microwave technology | |
RU136527U1 (en) | STATIONARY DEVICE FOR DIAGNOSIS AND DETECTION OF LOCATIONS OF OIL AND OIL PRODUCTS IN THE PIPELINE | |
EP3785027A1 (en) | Detection, monitoring, and determination of location of changes in metallic structures using multimode acoustic signals | |
CN117009801A (en) | Traffic prediction model training method, detection method, system and storage medium | |
Cawley | Guided waves in long range nondestructive testing and structural health monitoring: Principles, history of applications and prospects | |
EP3710804B1 (en) | System and method of remote monitoring of the integrity of pressurised pipes by means of vibroacoustic sources | |
RU185451U1 (en) | Stationary device for detecting leakage of oil and oil products in the pipeline using conductors of different metals | |
Sharma | Vibro-acoustic monitoring of pipeline leakage and corrosion | |
RU2799241C1 (en) | Nonlinear modulation method for monitoring the state of extended structures and a device for its implementation | |
RU2789793C1 (en) | Method for determining the linear coordinate of the place of occurrence of a leak in a pipeline | |
Hussels et al. | AGIFAMOR—Application of distributed acoustic and fibre optic sensors for continuous monitoring of pipes | |
Świt et al. | Localization and identification of gas infrastructure defects by acoustic emission |