RU2717899C2 - Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени - Google Patents

Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени Download PDF

Info

Publication number
RU2717899C2
RU2717899C2 RU2017139770A RU2017139770A RU2717899C2 RU 2717899 C2 RU2717899 C2 RU 2717899C2 RU 2017139770 A RU2017139770 A RU 2017139770A RU 2017139770 A RU2017139770 A RU 2017139770A RU 2717899 C2 RU2717899 C2 RU 2717899C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipeline
sound
signal
control unit
installation
Prior art date
Application number
RU2017139770A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2017139770A (ru
RU2017139770A3 (ru
Inventor
Адриано КАЛЬЗАВАРА
Джанкарло Бернаскони
Массимо СИНЬОРИ
Original Assignee
САЙПЕМ С.п.А.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by САЙПЕМ С.п.А. filed Critical САЙПЕМ С.п.А.
Publication of RU2017139770A publication Critical patent/RU2017139770A/ru
Publication of RU2017139770A3 publication Critical patent/RU2017139770A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2717899C2 publication Critical patent/RU2717899C2/ru

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
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
    • F16L1/12—Laying or reclaiming pipes on or under water
    • F16L1/20—Accessories therefor, e.g. floats, weights
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
    • G01B17/00—Measuring arrangements characterised by the use of infrasonic, sonic or ultrasonic vibrations
    • G01B17/04—Measuring arrangements characterised by the use of infrasonic, sonic or ultrasonic vibrations for measuring the deformation in a solid, e.g. by vibrating string
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
    • G01B17/00—Measuring arrangements characterised by the use of infrasonic, sonic or ultrasonic vibrations
    • G01B17/08—Measuring arrangements characterised by the use of infrasonic, sonic or ultrasonic vibrations for measuring roughness or irregularity of surfaces
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N22/00—Investigating or analysing materials by the use of microwaves or radio waves, i.e. electromagnetic waves with a wavelength of one millimetre or more
    • G01N22/02—Investigating the presence of flaws
    • 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
    • G01N29/06—Visualisation of the interior, e.g. acoustic microscopy
    • 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
    • G01N29/06—Visualisation of the interior, e.g. acoustic microscopy
    • G01N29/0609—Display arrangements, e.g. colour displays
    • G01N29/0618—Display arrangements, e.g. colour displays synchronised with scanning, e.g. in real-time
    • 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
    • G01N29/11—Analysing solids by measuring attenuation of acoustic waves
    • 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
    • G01N29/34—Generating the ultrasonic, sonic or infrasonic waves, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
    • 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
    • G01N29/44—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
    • G01N29/4409—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor by comparison
    • G01N29/4436—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor by comparison with a reference signal
    • 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
    • G01N29/44—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
    • G01N29/46—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor by spectral analysis, e.g. Fourier analysis or wavelet analysis
    • 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
    • G01N29/44—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
    • G01N29/48—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor by amplitude comparison
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
    • F16L1/12—Laying or reclaiming pipes on or under water
    • F16L1/20—Accessories therefor, e.g. floats, weights
    • F16L1/235—Apparatus for controlling the pipe during laying
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/028—Material parameters
    • G01N2291/02854—Length, thickness
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/10—Number of transducers
    • G01N2291/101—Number of transducers one transducer
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/10—Number of transducers
    • G01N2291/102—Number of transducers one emitter, one receiver
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/26—Scanned objects
    • G01N2291/263—Surfaces
    • G01N2291/2636—Surfaces cylindrical from inside

Abstract

Изобретение относится к метрологии, в частности к устройствам определения параметров трубопровода. Установка выполнена с возможностью дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени. Установка содержит приемопередачик звука, который может быть расположен в трубопроводе, и блок управления. Передатчик содержит два излучателя, а приемник два приемника. Блок управления содержит процессор, генератор, модулятор, усилитель, измерительный блок. Блок управления выполнен с возможностью генерировать управляющий электрический сигнал sp и функционально соединен с блоком приемопередачи звука для создания управляющего электрического сигнала sp и приема первого электрического измерительного сигнала se1 и второго электрического измерительного сигнала se2. Блок управления выполнен с возможностью измерения геометрических параметров трубопровода на основании первого и второго электрических измерительных сигналов (se1, se2). Технический результат – повышение достоверности выявления отклонений в трубопроводе, сокращение времени диагностики. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 13 ил.

Description

Область техники, к которой относится настоящее изобретение
Настоящее изобретение относится к установке для дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени и к соответствующему способу.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретения
На стадии спуска труб для подводных трубопроводов с помощью трубоукладочного судна 200 (схематически показано на фиг. 7) необходимо обеспечивать целостность самого трубопровода 2 с момента перемещения на судне 200 до конечного размещения на морском дне.
Однако различные факторы, включая выполнение сварочных операций на судне 200, перемещение трубопроводов по вспомогательным средствам перемещения на борт судна 200, кривизна трубопровода на стадии спуска, контакт с морским дном и т.п., могут приводить к локальным деформациям трубопроводов 2, которые могут перерасти в более серьезные повреждения, такие как локальные вмятины или выступы, и спровоцировать более критические последствия как во время монтажа, так и после.
Поэтому контроль геометрических параметров трубопровода посредством измерения в режиме реального времени на стадии спуска имеет большое значение для своевременной диагностики любых отклонений.
В результате обнаружения таких отклонений еще на стадии спуска могут быть назначены меры по устранению недостатков, что обеспечит очевидное преимущество.
Недостоверное выявление таких отклонений или неспособность их обнаружить может повлечь за собой на стадии укладки и во время эксплуатации связанные с издержками происшествия, такие как, например, прерывание подачи углеводородов или загрязнение окружающей среды.
На сегодняшний день для обнаружения дефектов, таких как вмятины или выступы, выгибы или чрезмерные деформации, связанные со спуском трубопровода, как правило, используют измерительный прибор под названием «детектор коробления» (ДК), который представляет собой механический прибор, состоящий из круглого измерительного прибора, закрепленного на каретке, соединенной с судном металлическим тросом 201, и датчика нагрузки, выполненного с возможностью контроля натяжения металлического троса.
Каретка удерживается на заданном расстоянии для контроля критических участков, которые наиболее всего подвергаются нагрузке, и отображая наибольшее количество аномалий и геометрических деформаций.
Каретка перемещается относительно спускаемого трубопровода и издает сигнал тревоги, свидетельствующий о наличии деформаций, препятствующих его движению вперед и проявляющихся в виде повышенного натяжения металлического троса.
В таких случаях выбор размера измерительного прибора продиктован стандартами и осуществляется на основании внутреннего диаметра проверяемого трубопровода или технических требований проекта. Некоторые обычные производственные дефекты трубопровода, такие как овальность, несоосность или переменный внутренний диаметр, влияют на достоверность проверки.
Использование механического прибора, такого как «детектор коробления» (ДК) является проникающим процессом и сопряжено с затруднениями, рисками и другими недостатками во время работы.
Во-первых, такой механический прибор очень громоздкий из-за наличия металлического троса, каретки и датчика нагрузки, более того, он должен все время находиться внутри трубопровода и во время выполнения операций укладки постоянного находиться под контролем и управлением.
Кроме того, длина металлического троса для непрерывного соединения «детектора коробления» (ДК) с судном 200 может достигать нескольких сот метров, при этом из-за скольжения внутри трубопровода существует возможность разрыва.
Это все влияет на точность и достоверность измерения.
Также спуск, ремонт и техническое обслуживание «детектора коробления» (ДК) (последняя операция необходима ввиду механического износа вследствие непрерывной эксплуатации) занимают очень много времени.
Кроме того, с точки зрения работоспособности, «детектор коробления» (ДК) способен обнаруживать в одной точке одно отклонение и низкой точностью и воспроизводимостью измерения, что приводит к пропускам или ложным сигналам тревоги.
Также эксплуатация «детектора коробления» (ДК) может быть сопряжена с риском, поскольку во время укладки трубопровода может возникнуть одно из следующего: разрыв металлического троса, застреванием «детектора коробления» (ДК) во время перемещения, одно или несколько повреждений внутренней обшивки трубопровода в результате, главным образом, перемещения металлического троса. Учитывая эти недостатки, существует необходимость в создании непроникающего (с использованием «детектора коробления» (ДК)) технического решения.
В связи с этим известны некоторые установки, находящиеся на стадии экспериментов, предназначенные для обнаружения отклонений в трубопроводе с помощью непроникающей передачи радиочастотных (РЧ) электромагнитных волн в самом трубопроводе (который выполняет функцию электромагнитного волновода).
Передача радиочастотных (РЧ) электромагнитных волн осуществляется от источника спуска на открытом конце трубопровода, и радиочастотные (РЧ) электромагнитные волны, отражаемые от внутренних стенок трубопроводов, поступают на блок обработки. За счет использования алгоритмов обработки сигналов блок обработки оценивает наличие отклонений в трубопроводе на основании результатов сравнения энергии подаваемого сигнала с энергией отраженного сигнала.
Такое решение предназначено для получения результатов измерений допустимой точности, но оно ограничено по расстоянию (из-за затухания, которому подвержены электромагнитные волны), т.е. оно имеет ограничения по длине проверяемого трубопровода. Такие ограничения в некоторых случаях могут быть крайне невыгодными.
Более того, в некоторых ситуациях, когда электромагнитные волны находятся в микроволновом поле, отраженные волны могут поступать от множества миниатюрных дефектов, которыми в рамках проверки можно пренебречь, но которые могут генерировать не пренебрежимое суммарное воздействие на общую полученную отраженную волну и может даже вызывать своего рода паразитные помехи электромагнитного приемника.
Таким образом, существует необходимость в предоставлении установок для непроникающего контроля и измерения с соответствующей точностью обнаружения дефектов и отклонений (без возникновения указанного выше явления паразитных помех) на больших расстояниях (то есть с возможностью контроля длинной полосы трубопровода), а также способных с большой точностью определять положение, форму и геометрические параметры каждого обнаруженного дефекта.
В частности, существует необходимость в идентификации дефектов и отклонений, возникающих на некоторых релевантных участках трубопровода, например, речь идет об i) участке контакта трубопровода с морским дном (ТКД - точка касания дна); ii) участках пролета трубопровода с наибольшей кривизной; iii) участке выхода трубопровода из судна, т.е. из специальной опорной конструкции («стингера»); iv) участках контакта трубопровода с опорными конструкциями (например, роликовыми настилами), расположенными на судне или вдоль «стингера». Релевантные участки могут находиться на расстоянии порядка сотен метров и километров от приемной стороны трубопровода.
Более того, в уровне техники существует острая необходимость в возможности обнаружения даже макроскопических препятствий, которые могут присутствовать в трубопроводе, и/или нарастающих волн, которые могут проходить в трубопроводах, с целью более оперативного вмешательства, чем существует на сегодняшний день.
Краткое раскрытие настоящего изобретения
Целью настоящего изобретения является предоставление установки для дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода посредством звуковых волн, т.е. с помощью волн давления, распространяющихся в текучей среде внутри трубопровода, на стадии спуска в режиме реального времени для по меньшей мере частичного устранения описанных выше недостатков, присущих решениям из уровня техники, и для удовлетворения описанных выше потребностей, остро ощущаемых в области техники настоящего изобретения.
Другой целью настоящего изобретения является предоставление способа дистанционного измерения в режиме реального времени посредством звуковых волн, т.е. с помощью волн давления, распространяющихся в текучей среде внутри трубопровода, геометрических параметров трубопровода на стадии спуска, который может выполняться с помощью указанной установки.
Эта цель достигается с помощью установки по п. 1.
Остальные варианты осуществления такой установки описаны в пп. 2-22.
Способ в соответствии с настоящим изобретением определен в п. 23.
Остальные варианты осуществления такого способа описаны в пп. 24-32.
Краткое описание Фигур
Другие признаки и преимущества установки для дистанционного измерения в режиме реального времени посредством звуковых волн, т.е. с помощью волн давления, распространяющихся в текучей среде внутри трубопровода, геометрических параметров трубопровода на стадии спуска согласно настоящему изобретению станут понятны из приведенного далее описания предпочтительных вариантов осуществления, приведенных в качестве неограниченного примера со ссылкой на прилагаемые фигуры, где:
- на фиг. 1 показана принципиальная схема установки в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
- фиг. 2 показана принципиальная схема другого варианта осуществления установки;
- на фиг. 3 показаны некоторые возможные моды распространения звука в цилиндрической трубе;
- на фиг. 4А и 4В показано механическая/структурная конфигурация другого варианта осуществления установки;
- на фиг. 5 схематически показана часть установки и сечение трубопровода, дефекты которого могут быть обнаружены с помощью установки;
- на фиг. 6 показана упрощенная схема модели распространения и отражения звука, использованная в варианте осуществления способа согласно настоящему изобретению;
- на фиг. 7 схематически показан метод измерения, применяемый в уровне техники, в контексте спуска трубопровода на морское дно с помощью судна; и
- на фиг. 8а-8е схематически показаны примеры размещения элементы передачи звука и элементы приема звука согласно различным вариантам осуществления установки.
Подробное раскрытие настоящего изобретения
Установка для дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени согласно настоящему изобретению, далее так же - установка, обозначенная в целом цифровой позицией 100, будет описана далее со ссылкой на фиг. 1. Также далее будут подробно описаны примеры указанных выше геометрических параметров.
В целях описания сути настоящего изобретения необходимо отметить, что под звуковыми волнами следует понимать волны давления, распространяющиеся в текучей среде внутри трубопровода, например, на минимальной частоте в несколько Гц и на максимальной частоте, зависящей, например, от диаметра трубопровода. Например, для диаметра, равного 4'' (дюйма), т.е. приблизительно 10 см, максимальная частота распространения звуковой волны в текучей среде внутри трубопровода будет составлять приблизительно 1500 Гц, а для диаметра, равного 60'' (дюймов), т.е. приблизительно 150 см, максимальная частота распространения звуковой волны в текучей среде внутри трубопровода будет составлять приблизительно 100 Гц.
Установка 100 содержит блок 1 приемопередачи звука, который может быть расположен в трубопроводе 2 (часть которого схематически показана на фиг. 1), и блок 3 управления.
Блок 1 приемопередачи звука содержит блок 4 передачи звука, выполненный с возможностью подавать входной звуковой сигнал sa1 в трубопровод 2 на основании управляющего электрического сигнала sp.
Блок 1 приемопередачи звука дополнительно содержит блок 5 приема звука, отличный от блока 4 передачи звука и выполненный с возможностью обнаружения входного звукового сигнала sa1 и генерирования первого электрического измерительного сигнала se1 в зависимости от входного звукового сигнала sa1.
Блок 5 приема звука дополнительно выполнен с возможностью приема входного отраженного сигнала sa2, сгенерированного в трубопроводе 2 и зависящего от входного звукового сигнала sa1 и от геометрических параметров трубопровода, и с возможностью генерирования второго электрического измерительного сигнала se2 на основании отраженного звукового сигнала sa2.
Блок 3 управления выполнен с возможностью генерировать управляющий электрический сигнал sp и функционально соединен с блоком 1 приемопередачи звука для создания управляющего электрического сигнала sp и приема первого электрического измерительного сигнала se1 и второго электрического измерительного сигнала se2.
Более того, блок 3 управления выполнен с возможностью измерения геометрических параметров трубопровода 2 на основании первого электрического измерительного сигнала se1 и второго электрического измерительного сигнала se2.
Следует отметить, что в описанной выше установке 100 блок 4 передачи звука и блок 5 приема звука могут работать независимо друг от друга.
Более того, блок 3 управления может измерять геометрические параметры трубопровода 2, учитывая при этом отраженный звуковой сигнал sa2 (например, сгенерированный отраженными волнами или эхо в трубопроводе 2), а также фактический входной звуковой сигнал sa1, точно измеренный блоком 5 приема звука, а не приблизительно подсчитанный.
Другими словами, блок 5 приема звука измеряет и входной звуковой сигнал sa1, поданный блоком 4 передачи звука, и отраженный звуковой сигнал sa2.
Заявитель экспериментально установил, что, для того чтобы получить точную количественную оценку дефектов, очень важно точно знать величину входного звукового сигнала sa1 на стадии обработки эхо.
Следует отметить, что в различных вариантах применения геометрические параметры трубопровода 2, которые могут быть измерены установкой 100, включают сечение и/или форму трубопровода 2 (в продольном направлении трубопровода 2), например, диаметр трубопровода, который может составлять от приблизительно 4'' (приблизительно 10 см) до приблизительно 60'' (приблизительно 150 см), и/или дефекты или отклонения (например, выступы или коробления) на трубопроводе 2 в любом положении.
В случае дефектов или отклонений геометрические параметры, которые могут быть измерены с помощью установки 100 согласно настоящему изобретению, включают положение, форму и размер каждого обнаруженного дефекта или отклонения.
Следует отметить, что блок 1 приемопередачи звука может быть размещен в любой точке внутри трубопровода 2, но предпочтительно на первом отрезке трубопровода 2, на трубоукладочном судне 200 и более предпочтительно на приемной стороне самого трубопровода 2, где под приемной стороной трубопровода 2 следует понимать оконечное устройство трубопровода 2 со стороны трубоукладочного судна 200.
В соответствии с характерным вариантом осуществления установки, показанным на фиг. 2, блок 4 передачи звука содержит по меньшей мере два элемента 6, 6' передачи звука, выполненные с возможностью подачи входного звукового сигнала sa1, предусматривающего по меньшей мере одну моду распространения звука.
В таком случае блок 3 управления выполнен с возможностью генерировать управляющий электрический сигнал sp, содержащий один или более управляющих электрических сигналов sp', sp'', предназначенных для управления каждым из по меньшей мере двух элементов 6, 6' передачи звука.
С другой стороны, блок 5 приема звука содержит по меньшей мере два элемента 7, 7' приема звука, выполненные с возможностью принимать звуковой сигнал sa2, предусматривающий указанную по меньшей мере одну моду распространения звука.
В соответствии с дополнительным вариантом осуществления указанные по меньшей мере два элемента 6, 6' передачи звука выполнены с возможностью подавать входной звуковой сигнал sa1, предусматривающие основную моду распространения звука и меньшей мере одну дополнительную моду распространения звука.
Более того, в таком случае указанные по меньшей мере два элемента 7, 7' приема звука выполнены с возможностью приема звукового сигнала sa2, предусматривающего по меньшей мере основную моду распространения звука и по меньшей мере одну дополнительную моду распространения звука.
Преимущественно в соответствии с таким дополнительным вариантом осуществления может генерировать множество мод распространения, которые будут записаны и опознаны (например, как показано на фиг. 3), и каждая из которых может быть чувствительна к различным геометрическим параметрам возможных дефектов трубопровода 2 (например, вмятин), тем самым обеспечивая более высокую надежность и точность при идентификации и воссоздании типа отклонения.
Например, основная мода распространения звука (0,0) симметрична относительно оси трубопровода 2 и чувствительна к изменениям сечения, а мода (1,0) несимметрична и поэтому может определять местоположение возможного вмятины вдоль окружности трубопровода 2, и т.д.
В соответствии с другим дополнительным вариантом осуществления указанные по меньшей мере два элемента 6, 6' передачи звука выполнены с возможностью подавать первый переданный звуковой сигнал sa1' и второй переданный звуковой сигнал sa1'', которые акустически объединяются с образованием входного звукового сигнала sa1.
В соответствии с одним вариантом осуществления двумя элементами 6, 6' передачи звука можно управлять независимо друг от друга, так что первый переданный звуковой сигнал sa1' и второй переданный звуковой сигнал sa1'' будут отличаться друг от друга, для определения множества возможных входных звуковых сигналов.
Таким образом, предоставляются различные степени свободы для генерирования входных звуковых сигналов разной формы и/или модулированных самыми разнообразными способами, а также предназначенных для заданных целей.
Например, могут быть сгенерированы импульсы, модулирующие входной звуковой сигнал sa1.
В соответствии с вариантом осуществления установки, показанным на фиг. 2, каждый из указанных блоков 4 передачи звука или элементов 6, 6' передачи звука и каждый из указанных блоков 5 приема звука или элементов 7, 7' приема звука содержит электроакустический преобразователь известного типа per se.
Более того, блок 3 управления содержит блок 8 сбора первого электрического измерительного сигнала se1 и второго электрического измерительного сигнала se2, блок 9 генерирования управляющего электрического сигнала и процессор 10.
Процессор 10 выполнен с возможностью выполнения обработки с целью измерения геометрических параметров трубопровода 2 на основании первого электрического измерительного сигнала se1 и второго электрического измерительного сигнала se2, а также с возможностью управления блоком 9 генерирования управляющего электрического сигнала.
В соответствии с типичным вариантом осуществления блок 9 генерирования управляющего электрического сигнала содержит генератор 11 электрических сигналов, модулятор (по умолчанию включенный в блок 11) и усилитель 12.
Как будет подробно описано далее, генератор 11 электрических сигналов может быть выполнен с возможностью генерирования множества различных сигналов и форм волны: например, ЛЧМ-сигнал (в частности, нелинейный чирп), или волны Рикера, или волны Ормсби, или волны Клодера, и т.п.
В соответствии с вариантом осуществления установки 100 блок 4 передачи звука содержит матрицу динамиков, установленных в заданных местоположениях в форме элементов 6, 6' передачи звука; блок 5 приема звука содержит матрицу микрофонов, установленных в заданных местоположениях в виде элементов 7, 7' приема звука.
В соответствии с другими вариантами осуществления количество, геометрическое размещение, положение, взаимные расстояния элементов передачи звука и элементов приема звука могут быть самыми разными в зависимости от конкретных требований приема и передачи звука и требований к воспроизводимым модам распространения (например, показанным на фиг. 3).
На фиг. 8а-8е показаны разные примеры расположения элементов 6, 6' передачи звука и элементов 7, 7' приема звука, используемых в разных дополнительных вариантах осуществления установки.
Как было показано выше, степени свободы, обеспечиваемые за счет наличия множества звуковых излучателей и приемников, преимущественно задают возможность управления звуковыми сигналами, предусматривающими множество мод распространения, в соответствии с заданным для оптимизации измерения точности и эффективности геометрических параметров трубопровода.
Более того, матрица элементов передачи обеспечивает более эффективное управление испускаемыми сигналами, а также возможность генерирования волн сложной формы за счет подачи разных сигналов от каждого из элементов передачи (например, для генерирования импульсов).
В соответствии с вариантом осуществления установки (который может быть предоставлен отдельно от других вариантов осуществления, раскрытых в настоящем документе) блок 3 управления выполнен с возможностью выполнения следующих операций: определение формы анализирующей волны и генерирование управляющего электрического сигнала sp, в результате чего происходит модулирование входного звукового сигнала sa1 с помощью определенной формы анализирующей волны; дополнительное определение ожидаемой модели распространения; как следствие оценивание идеального отраженного звукового сигнала на основании формы анализирующей волны и ожидаемой модели распространения; затем сравнение ожидаемого идеального отраженного звукового сигнала за промежуток времени с обнаруженным отраженным звуковым сигналом sa2 на основании второго электрического измерительного сигнала se2 за соответствующий промежуток времени; и наконец, получение геометрических параметров трубопровода 2 на основании указанного сравнения.
Полученные таким образом геометрические параметры описывают фактическую обнаруженную форму трубопровода 2 и найденные отклонения и/или дефекты.
Следует отметить, что блок 3 управления выполнен с возможностью оценки идеального отраженного сигнала и обнаружения отраженного звукового сигнала sa2 на основании указанных первого и второго электрических измерительных сигналов se1, se2.
В соответствии с дополнительным вариантом осуществления блок 3 управления выполнен с возможностью определения формы анализирующей волны на основании требуемого диапазона расстояний, внутри которого выполняется поиск дефектов, и/или на основании типа искомых дефектов, и/или на основании ожидаемого дефекта.
В соответствии с другим дополнительным вариантом осуществления установка дополнительно содержит средство для обнаружения фонового шума; в этом случае блок 3 управления выполнен с возможностью определения формы анализирующей волны посредством учета обнаруженного фонового шума. Таким фоновым шумом может быть окружающий шум, присутствующий в трубопроводе, или внешний окружающий шум (например, создаваемый внешним механическим оборудованием), поступающий в трубопровод 2. В связи с этим предлагается несколько вариантов. При условии наличия окружающего шума установка 100 может быть включена заранее относительно подачи входного звукового сигнала sa1 для того, чтобы в первую очередь можно было зарегистрировать фоновый шум; если предположить, что этот шум имеет стационарный характер, излучение звука формируется по частоте, обеспечивая тем самым необходимое отношение сигнал-шум по всей рассматриваемой полосе.
В случае внешнего окружающего шума средство для обнаружения фонового шума будет представлять собой звуковой датчик известного типа, установленный снаружи трубопровода 2 (возможно, рядом с источниками окружающего шума) и выполненный с возможностью записи такого внешнего шума на протяжении всей стадии работы. На стадии обработки данных используют методы адаптивного подавления шума, с помощью которых сводят к минимуму корреляцию между внешним измерением и измерением внутри трубопровода.
В соответствии с другими вариантами осуществления блок 3 управления выполнен с возможностью генерировать форму анализирующей волны в виде синусоидальной формы волны, модулированной по частоте с помощью чирпа и/или модулированной по амплитуде, или в соответствии с другими вариантами в виде волны Рикера, или волны Клодера, или волны Ормсби.
В соответствии с дополнительным вариантом осуществления блок управления выполнен с возможностью определения ожидаемой модели распространения на основании геометрических параметров геометрической модели трубопровода при условии отсутствия отклонений во время укладки.
В соответствии с другим дополнительным вариантом осуществления блок 3 управления также выполнен с возможностью определения ожидаемой модели распространения с учетом термодинамических параметров текучей среды (например, воздуха), находящейся внутри трубопровода, что будет раскрыто далее.
В соответствии с вариантом осуществления блок 3 управления выполнен с возможностью выполнения указанного выше сравнения за счет взаимной корреляции между ожидаемым идеальным отраженным звуковым сигналом за промежуток времени и обнаруженным отраженным звуковым сигналом sa2 за соответствующий промежуток времени.
В соответствии с дополнительным вариантом осуществления, для того, чтобы получить геометрические параметры трубопровода 2, блок 3 управления выполнен с возможностью выполнения следующих операций: определение функции пространственного отражения трубопровода, указывающей на уменьшение диаметра трубопровода в зависимости от расстояния на основании результата сравнения ожидаемого идеального отраженного звукового сигнала и обнаруженного отраженного звукового сигнала sa2; затем идентификация наличия и пространственного положения дефектов (например, 20 на фиг. 5) на основании указанной функции пространственного отражения; затем идентификация оцененной реальной геометрической модели трубопровода при наличии оцененного дефекта в идентифицированном положении дефекта; более того, вычисление ожидаемого отраженного звукового сигнала на основании оцененной реальной геометрической модели трубопровода; затем модифицирование геометрических параметров оцененной реальной геометрической модели трубопровода 2 на основании взаимной корреляции между ожидаемым отраженным звуковым сигналом и обнаруженным отраженным звуковым сигналом sa2 за промежуток времени, соответствующий положению вокруг идентифицированного дефекта; и наконец, повторное выполнение указанного процесса модифицирования до тех пор, пока указанные геометрические параметры не сойдутся с получением реальной геометрической модели трубопровода 2, указывающей на обнаруженную форму трубопровода 2 и найденные отклонения.
Дополнительные сведения о принципах обработки, выполняемой блоком 3 управления, будут приведены далее со ссылкой на способ согласно настоящему изобретению.
В соответствии с вариантом осуществления установка 100 дополнительно содержит средство для обнаружения давления окружающей среды, выполненное с возможностью подачи на блок 3 управления информации об обнаруженном давлении окружающей среды.
В соответствии с другим дополнительным вариантом осуществления блок 3 управления выполнен с возможностью сохранения информации о температуре и/или профилей температуры, характерных для трубопровода 2 или ожидающихся в нем.
Блок 3 управления выполнен с возможностью определения ожидаемой модели распространения и/или оценки идеального отраженного звукового сигнала с учетом указанного давления окружающей среды и/или информации о температуре.
В таких случаях информация об изменениях давления и температуры вдоль трубопровода 2 включена в расчетные модели оценки распространения и отраженного звукового сигнала. Поскольку такие изменения давления и температуры влияют на скорость распространения волны и затухание волны, возможность их учета позволяет добиться высокой точности обнаружения положения дефектов и их количественного определения соответственно.
В соответствии с дополнительным вариантом осуществления блок 3 управления выполнен с возможностью сохранения множества измерений геометрических параметров и оценки пространственно-временного изменения одного или более участков трубопровода 2 на основании указанного множества измерений.
В соответствии с другим дополнительным вариантом осуществления установка 100 дополнительно содержит средство для оценки формы трубопровода 2 на стадии спуска, выполненное с возможностью измерения поперечных сечений участков трубопровода на стадии спуска, которые еще находятся на борту судна для спуска, и отправку информации о форме трубопровода 2 на стадии спуска и перед укладкой в блок 3 управления на основании постепенно измеренных поперечных сечений.
В этом случае блок 3 управления также выполнен с возможностью измерения геометрических параметров трубопровода с учетом указанной информации о форме трубопровода 2 на стадии спуска и еще находящегося на борту трубоукладочного судна 200.
В соответствии с вариантом осуществления установки (показанным на фиг. 4А и 4В) блок 1 приемопередачи звука может быть механически встроен в один модуль 30, прикрепляемый к внутреннему зажимному приспособлению, предназначенному для соединения и сварки участков трубопровода 2 на стадии спуска и широко известному как «внутренний центратор» (ILUC); блок 3 управления может быть встроен в тот же модуль 30.
В соответствии с вариантом осуществления блок 3 управления может быть расположен дистанционно от блока 1 приемопередачи звука, а установка дополнительно содержит электронное средство связи между блоком 1 приемопередачи звука и блоком 3 управления.
Далее будет описан способ дистанционного измерения в режиме реального времени посредством звуковых волн, т.е. волн давления, распространяющихся в текучей среде внутри трубопровода (как было определено выше), геометрических параметров трубопровода на стадии спуска. Такой способ может быть выполнен с помощью установки 100, описанной ранее.
Способ предусматривает следующие стадии: подачу в трубопровод 2 входного звукового сигнала sa1 на основании управляющего электрического сигнала sp посредством блока 4 передачи звука; как следствие, обнаружение указанного входного звукового сигнала sa1 с помощью блока 5 приема звука, отличного от блока 4 передачи звука, и генерирование первого электрического измерительного сигнала se1, зависящего от входного звукового сигнала sa1. Способ дополнительно предусматривает прием блоком 5 приема звука отраженного звукового сигнала sa2, сгенерированного в трубопроводе 2 и зависящего от входного звукового сигнала sa1 и от геометрических параметров трубопровода 2, и генерирование второго электрического измерительного сигнала se2 на основании отраженного звукового сигнала sa2; и наконец, стадию измерения геометрических параметров трубопровода 2 с помощью блока 3 управления на основании первого и второго электрических измерительных сигналов (se1, se2 соответственно).
В соответствии с вариантом осуществления способа стадия подачи входного звукового сигнала sa1 предусматривает подачу первого переданного звукового сигнала sa1' первым элементом 6 блока 4 передачи звука и второго переданного звукового сигнала sa1'' вторым элементом 6' блоком 5 передачи звука соответственно, где первый переданный звуковой сигнал sa1' и второй переданный звуковой сигнал sa1'' объединяются с образованием входного звукового сигнала sa1.
В соответствии с дополнительным вариантом осуществления способ предусматривает следующие дополнительные стадии: определение формы анализирующей волны и генерирование управляющего электрического сигнала sp, в результате чего происходит модулирование входного звукового сигнала sa1 с помощью определенной формы анализирующей волны; дополнительное определение ожидаемой модели распространения; затем оценка идеального отраженного звукового сигнала на основании формы анализирующей волны и ожидаемой модели распространения; как следствие, сравнение ожидаемого идеального отраженного звукового сигнала за промежуток времени с отраженным звуковым сигналом sa2, обнаруженным на основании второго электрического измерительного сигнала se2 за соответствующий промежуток времени, и наконец, получение геометрических параметров трубопровода 2 на основании результатов указанного сравнения, причем полученные геометрические параметры указывают на фактически обнаруженную форму трубопровода 2 и найденные отклонения и/или дефекты 20.
В соответствии с дополнительным вариантом осуществления стадия определения формы анализирующей волны предусматривает определение формы анализирующей волны на основании требуемого диапазона расстояний, внутри которого выполняется поиск дефектов, и/или на основании типа искомых дефектов, и/или на основании ожидаемого дефекта.
В соответствии с вариантом осуществления способ дополнительно предусматривает обнаружение фонового шума и определение формы анализирующей волны с учетом обнаруженного фонового шума.
В соответствии с вариантом осуществления стадия генерирования формы анализирующей волны предусматривает генерирование синусоидальной формы волны, модулированной по частоте с помощью чирпа и/или модулированной по амплитуде и/или в виде волны Рикера, или волны Клодера, или волны Ормсби.
В соответствии с другим вариантом осуществления способа стадия определения ожидаемой модели распространения предусматривает определение ожидаемой модели распространения на основании геометрических параметров геометрической модели трубопровода без отклонений при укладке и/или на основании термодинамических параметров текучей среды, находящейся внутри трубопровода.
В соответствии с другим вариантом осуществления способа стадия сравнения предусматривает выполнение взаимной корреляции между ожидаемым идеальным отраженным звуковым сигналом за промежуток времени и обнаруженным отраженным звуковым сигналом sa2 за соответствующий промежуток времени.
В соответствии с дополнительным вариантом осуществления способа стадия получения геометрических параметров трубопровода 2 предусматривает: на основании результатов сравнения ожидаемого идеального отраженного звукового сигнала с обнаруженным отраженным звуковым сигналом sa2 обнаружение функции пространственного отражения трубопровода 2, указывающей на уменьшения диаметра трубопровода в зависимости от расстояния; как следствие, идентификация наличия и пространственного положения дефектов 20 на основании указанной функции пространственного отражения; более того, определение оцененной реальной геометрической модели трубопровода 2 при наличии оцененного дефекта в идентифицированном положении дефекта; затем вычисление ожидаемого отраженного звукового сигнала на основании оцененной реальной геометрической модели трубопровода; как следствие, модифицирование геометрических параметров оцененной реальной геометрической модели трубопровода на основании взаимной корреляции между ожидаемым отраженным звуковым сигналом и обнаруженным отраженным звуковым сигналом sa2 за промежуток времени, соответствующий положению вокруг идентифицированного дефекта; и наконец, повторное выполнение указанного процесса модифицирования до тех пор, пока геометрические параметры не сойдутся с получением реальной геометрической модели трубопровода, указывающей на обнаруженную форму трубопровода 2 и найденные отклонения.
В соответствии с разными дополнительными вариантами осуществления способ предназначен для измерения параметров, связанных с любой комбинацией указанных далее отклонений: геометрические дефекты; вмятины; изменения диаметра сечения; изменения формы сечения; блокировки и/или препятствия в трубопроводе; значительные неоднородности в свойствах текучей среды, находящейся внутри трубопровода; смещение объектов и/или дефекты в трубопроводе между последовательными измерениями; наличие воды в трубопроводе.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, говоря об алгоритмах оценки и измерения геометрических параметров трубопровода, следует отметить, что можно применить метод распознавания звукового сигнала, отраженного от геометрического отклонения в трубопроводе (например, вмятины 20). Преимущественно, в этом случае подается входной звуковой сигнал, который «взаимодействует» с геометрическим отклонением трубы, и определяется отраженный сигнал, в форме или амплитуде которого, а также в его энергии содержится информация, достаточная и необходимая для воспроизведения соответствующих геометрических параметров вмятины. В этом случае матрица или массив элементов 6, 6' в блоке 5 передачи звука, соединенном с произвольным генератором 11 управляющего электрического сигнала, гарантирует значительную универсальность. В связи с этим используют, например, хорошо известные в литературе формулы (см., например: S. Del Giudice, G. Bernasconi "Acoustic response of a sinusoidally perturbed hard walled duct", Mathematical Problems in Engineering Volume 2013, Article ID 267291), которые, с таким же формальным подходом, что и для описания эффекта Брэгга, описывают связь между формой вмятины (распределенной в виде суммы синусоидальных вмятин вдоль оси трубы) и амплитудой и частотой отраженного звукового сигнала. Объединив такие формулы с формулами, описывающими затухание звукового сигнала, распространяющегося по трубе (также известного), можно получить определение оптимальной подаваемой формы волны (указанная «форма анализирующей волны»), т.е. формы волы, способной проходить на заданное расстояние (таким образом, что общее затухание остается больше заданного порогового значения, например, больше чувствительности приемника), и получить информацию об отражении от вероятной вмятины, которая в конкретном случае может быть определена a priori (например, в группе вмятин, определенных пользователем), обо всех пространственных синусоидальных компонентах, частота за частотой.
Таким образом, отношение, связывающее вмятину с отраженным звуковым сигналом, может быть инвертировано для получения фактических геометрических параметров вмятины, исключая неоднозначность, создаваемую отраженным звуковым сигналом (т.е. вторым электрическим измерительным сигналом). Например, такая инверсия может быть достигнута с помощью байесовской инверсии на основании так называемого «способа Тарантола». Алгоритм инверсии хранится в процессоре 10 блока 3 управления и им же выполняется.
В соответствии с таким вариантом осуществления для адаптации параметров физической модели в способе используются полученные результаты измерения параметров. Более того, в алгоритме инверсии используется вероятностная модель распространения плоской звуковой волны, описывающая цилиндрические трубы, в которой для повышения точности выполняется калибровка температуры по длине трубопровода (с учетом фактической скорости распространения звука). Модельное пространство описывает предиктивную физическую модель и характеризуется параметрами m={m1,m2,…,mM}; пространство данных описывает измеримые переменные и характеризуется параметрами d={d1,d2,…,dM}. Оба указанных вектора параметров известны с некоторой неопределенностью.
При выполнении способа обработка может начинаться с параметров и данных модели, для которых a priori известна плотность вероятности ρ(d,m)=ρD(d) ρM(m), которые используются в теоретической модели Θ(d,m).
Данные σ получают a posteriori в виде функции данных ρ, известных a priori, состояния модели Θ и их однородного распределения μ:
Figure 00000001
,
и плотность вероятности модели a posteriori, включенную в пространство данных, можно записать как:
Figure 00000002
,
формула, примененная к звуковой модели, позволяет добиться особенно эффективной сходимости, обычно ограниченной несколькими итерационными циклами. Заявитель установил, что с помощью этой формулы можно получить способ, который можно будет выполнить на относительно простом оборудовании, и который, с другой стороны, будет совместим с требованиями к точности вычислений и производственным процессам во время выполнения операций спуска.
Описанные выше стадии способа описаны далее более подробно. В соответствии с показанным вариантом осуществления алгоритм обнаружения отклонений, во-первых, предусматривает выбор диапазона анализируемых расстояний; затем определение формы анализирующей волны (источника), а затем запись окружающего шума для возможного формирования подаваемого входного звукового сигнала. После этого способ предусматривает подачу формы анализирующей волны и одновременно ее запись и, следовательно, запись эха (отраженного звукового сигнала) от трубопровода. Таким образом, последующая стадия способа предусматривает идентификацию дефектов, выполняемую на следующих стадиях.
Распространение формы анализирующей волны теоретически определяется на основании теоретической модели (известны такие элементы системы трубопровод - текучая среда, как диаметр, термодинамические свойства воздуха и т.д.) по мере увеличения расстояния во всем диапазоне расстояний, на которых выполняется анализ. Затем посредством взаимной корреляции теоретически распространяемая форма волы сравнивается с отраженным звуковым сигналом (т.е. на основании второго электрического измерительного сигнала), записанным в промежутке времени, соответствующем такому же расстоянию. Результат такой взаимной корреляции представляет собой коэффициент отражения вдоль трубопровода, амплитуда которого пропорциональна возможному уменьшению сечения; таким образом, предельно допустимые значения указывают на наличие и положение дефектов.
С учетом сказанного выше, извлекают часть времени отраженного звукового сигнала, содержащую волну, отраженную от дефекта, т.е. результат наблюдений в окрестностях положений идентифицированных дефектов. Таким образом, активируют процедуру итеративной инверсии, в ходе которой полученные при наблюдении данные сравнивают с вычисленными данными в модели трубопровода с гипотетическим дефектом: остаток между данными и оценкой оцененных изменений данных относительно параметров дефекта (матрица Якоби) является основанием для обновления модели и повторения процедуры до достижения схождения. Оцененная модель на последней стадии итерирования отображает геометрические параметры реального дефекта.
Следует отметить, что приведенный выше способ, с учетом всех описанных вариантов осуществления, позволяет идентифицировать/установить местонахождение и количественно определить геометрические дефекты в заданной группе дефектов, определенных a priori, а также с высокой точностью идентифицировать другие отклонения.
В соответствии с вариантом осуществления способ также позволяет идентифицировать и установить местонахождение закупорок и/или препятствий в трубопроводе, таких как предметы, упавшие во время спуска, полная или частичная закупорка трубопровода.
В соответствии с другим примером применения способ предусматривает распознавание значительных неоднородностей в свойствах находящейся внутри текучей среды (например, поверхность контакта воздуха и воды).
В соответствии с другим вариантом осуществления способ предусматривает повторное выполнение процедуры установления местонахождения дефектов и закупорок известное последовательное число раз, а также последующее вычисление возможных «перемещений» дефектов между последовательными измерениями, учитывая скорость таких перемещений. Таким образом, с помощью способа можно отслеживать перемещение препятствий в трубопроводе и определять источник воды и соответствующие перемещения, которые, возможно, могут иметь место внутри трубопровода.
Далее со ссылкой на фиг. 6 будут описаны некоторые детали, известные per se, моделирования каналов распространения, на которых основана стадия теоретического определения распространения звуковой волны.
Распространение волны давления P(x,t) в трубопроводе, сгенерированной входным звуковым сигналом, можно описать формулой:
Figure 00000003
,
где х - это расстояние от блока передачи звука; α - коэффициент затухания, который также можно выразить как:
Figure 00000004
,
cf - фазовая скорость, которую также можно выразить как
Figure 00000005
,
μ - это вязкость; ρ - это плотность; Pr - это число Прандтля, т.е. μ*Cp/k; Ср - удельная теплоемкость; k - теплопроводность; γ - это отношение удельных теплоемкостей; SoundSpeed - это скорость звука; PipeRadius - радиус трубопровода.
Учитывая, что геометрическое отклонение приводит к частичному отражению входного сигнала, амплитуду отраженной части можно выразить следующим образом:
Figure 00000006
,
тогда как амплитуду переданной звуковой волны, которая продолжает распространяться за пределы отклонения, можно выразить следующим образом:
Figure 00000007
,
где S1 - это площадь сечения трубы, S2 - площадь сечения в месте геометрического отклонения.
Согласно фиг. 6 входной звуковой сигнал sa1 обозначен как волна давления Р; отраженный звуковой сигнал sa2 обозначен как волна давления Р2; переданные или отраженные волны давления в различных сечениях трубопровода обозначены позициями Р1, Р3, Р4, Р5, Р6.
Принимая во внимание дискретизацию цилиндрических сечений 1, i-1, i, … n трубопровода, и принимая во внимание эквивалентный источник, генерирующий монохроматическую волну в сечении i, в каждом последующем сечении будет генерироваться передаваемая волна (вниз «d», вправо) и отраженная волна (вверх «и», влево), каждая из которых характеризуется разными коэффициентами отражения
Figure 00000008
. Коэффициенты отражения можно вычислить на основании суммы отдельных волн, обнаруженных в одном сечении.
Как можно увидеть, цели настоящего изобретения можно достичь с помощью установки и способа, описанных выше с использованием описанных выше признаков.
При эксплуатации описанной выше установки можно использовать непроникающие методы, что позволяет устранить все ранее указанные недостатки, присущие проникающим методам (например, с использованием детекторов коробления).
Более того, используя звуковые волны вместо электромагнитных (основываясь на идее, что трубопровод может служить волноводом и для звуковых волн), можно проводить контролирующие измерения на больших расстояниях, охватывающих отрезки трубопровода, во время укладки в наиболее реалистичных ситуациях.
В то же время конструкционные и функциональные особенности установки позволяют использовать звуковые волны (входные и отраженные звуковые сигналы) для достижения значительной точности в соответствии с вариантом использования.
В частности, наличие блока передачи звука и блока приема звука, отличающихся друг от друга, позволяет точно контролировать и отраженный звуковой сигнал, и фактический входной звуковой сигнал, что, в свою очередь, позволяет получать результаты измерений с необходимой точностью.
Следует отметить, что обработка сигнала, выполняемая с помощью описанной выше установки, преимущественно позволяет удовлетворить потребности в высокоточном обнаружении дефектов, их типа и положения. Как было описано выше, установка может выполнять алгоритмы на основании обработки всего отраженного звукового сигнала (и в частности, всех компонентов его спектра), а не только измерять энергию такого сигнала.
Наконец, за счет своих конструкционных и функциональных особенностей установка может обнаруживать «геометрические» дефекты трубопровода и, как было описано выше, также обнаруживать в трубопроводе наличие возможных препятствий, перемещение таких препятствий и присутствие воды в трубопроводе.
Аналогичные преимущества могут быть приписаны раскрытым выше способам, в которых используется указанная установка.
Более того, область применения настоящего изобретения дополнительно включает в дополнение к укладке по S-образной кривой и укладке по J-образной кривой метод укладки с барабана.
Специалистам в области техники должны быть понятны изменения и адаптации вариантов осуществления описанной выше установки для дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени, а также замены элементов другими с эквивалентными функциональными возможностями для приведения в соответствие с поставленными требованиями, при этом не выходя за пределы объема правовой защиты, определенного приведенной далее формулой изобретения. Все признаки вариантов осуществления, описанные выше, могут быть реализованы независимо от других описанных вариантов осуществления.

Claims (81)

1. Установка (100) для дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода (2) на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени, содержащая блок (1) приемопередачи звука, выполненный с возможностью установки в трубопроводе (2), и блок (3) управления, в которой блок (1) приемопередачи звука содержит:
- блок (4) передачи звука, выполненный с возможностью подачи входного звукового сигнала (sa1) в трубопровод (2) на основании управляющего электрического сигнала (sp);
- блок (5) приема звука, отличный от блока (4) передачи звука, выполненный с возможностью обнаружения входного звукового сигнала (sa1) и генерирования первого электрического измерительного сигнал (se1), зависящего от входного звукового сигнала (sa1), причем блок (4) приема звука также выполнен с возможностью приема входного отраженного сигнала (sa2), сгенерированного в трубопроводе (2) и зависящего от входного звукового сигнала (sa1) и от геометрических параметров трубопровода (2), и с возможностью генерирования второго электрического измерительного сигнала (se2) на основании отраженного звукового сигнала (sa2);
при этом блок (3) управления выполнен с возможностью генерирования управляющего электрического сигнала (sp) и функционально соединен с блоком (1) приемопередачи звука для создания управляющего электрического сигнала (sp) и приема первого электрического измерительного сигнала (se1) и второго электрического измерительного сигнала (se2),
блок (3) управления также выполнен с возможностью измерения геометрических параметров трубопровода (2) на основании первого электрического измерительного сигнала (se1) и второго электрического измерительного сигнала (se2),
- каждый из указанных блоков (4) передачи звука или элементов (6, 6') передачи звука и каждый из указанных блоков (5) приема звука или элементов (7, 7') приема звука содержит электроакустический преобразователь,
и где блок (3) управления содержит:
- блок (8) сбора первого электрического измерительного сигнала (se1) и второго электрического измерительного сигнала (se2);
- блок (9) генерирования управляющего электрического сигнала;
- процессор (10), выполненный с возможностью выполнения обработки с целью измерения геометрических параметров трубопровода (2) на основании указанного первого (se1) и второго электрического измерительного сигнала (se2), а также с возможностью управления блоком (9) генерирования управляющего электрического сигнала.
2. Установка (100) по п. 1, в которой:
- блок (4) передачи звука содержит по меньшей мере два элемента (6, 6') передачи звука, выполненных с возможностью подачи входного звукового сигнала (sa1), предусматривающего по меньшей мере одну моду распространения звука;
- блок (5) приема звука содержит по меньшей мере два элемента (7, 7') приема звука, выполненные с возможностью приема звукового сигнала, предусматривающего указанную по меньшей мере одну моду распространения звука;
- блок (3) управления выполнен с возможностью генерирования управляющего электрического сигнала (sp), содержащего один или более управляющих электрических сигналов (sp', sp''), предназначенных для управления каждым из по меньшей мере двух элементов (6, 6') передачи звука.
3. Установка (100) по п. 2, в которой:
- указанные по меньшей мере два элемента (6, 6') передачи звука выполнены с возможностью подавать входной звуковой сигнал (sa1), предусматривающий основную моду распространения звука и по меньшей мере одну дополнительную моду распространения звука;
- указанные по меньшей мере два элемента (7, 7') приема звука выполнены с возможностью приема звукового сигнала, предусматривающего по меньшей мере указанную основную моду распространения звука и по меньшей мере одну дополнительную моду распространения звука.
4. Установка (100) по п. 2 или 3, в которой указанные по меньшей мере два элемента (6, 6') передачи звука выполнены с возможностью соответственно подавать первый переданный звуковой сигнал (sa1') и второй переданный звуковой сигнал (sa1''), при этом указанный первый (sa1') и второй звуковой сигнал акустически объединяются с образованием входного звукового сигнала (sa1).
5. Установка (100) по п. 2 или 3, в которой двумя элементами (6,6') передачи звука можно управлять независимо друг от друга, так что первый переданный звуковой сигнал (sa1') и второй переданный звуковой сигнал (sa1'') будут отличаться друг от друга, для определения множества возможных входных звуковых сигналов (sa1).
6. Установка (100) по любому из пп. 2-5, в которой:
- указанные по меньшей мере два элемента (6,6') передачи звука содержат матрицу громкоговорителей (6, 6'), установленных в заданных местоположениях;
- указанные по меньшей мере два элемента (7, 7') приема звука содержат матрицу микрофонов (7, 7'), установленных в заданных местоположениях.
7. Установка (100) по любому из предыдущих пунктов, в которой блок (3) управления выполнен с возможностью:
- определения формы анализирующей волны и генерирования управляющего электрического сигнала (sp), в результате чего происходит модулирование входного звукового сигнала (sa1) с помощью определенной формы анализирующей волны;
- определения ожидаемой модели распространения;
- оценки идеального отраженного звукового сигнала на основании формы анализирующей волны и ожидаемой модели распространения;
- сравнения ожидаемого идеального отраженного звукового сигнала за промежуток времени с отраженным звуковым сигналом (sa2), обнаруженным на основании второго электрического измерительного сигнала (se2) за соответствующий промежуток времени;
- получения геометрических параметров трубопровода (2) на основании результатов указанного сравнения, причем полученные геометрические параметры указывают на фактическую обнаруженную форму трубопровода (2) и найденные отклонения и/или дефекты (20).
8. Установка (100) по п. 7, в которой блок (3) управления выполнен с возможностью определения формы анализирующей волны на основании требуемого диапазона расстояний, внутри которого выполняется поиск дефектов, и/или на основании типа искомых дефектов, и/или на основании ожидаемого дефекта.
9. Установка (100) по п. 7 или 8, также содержащая средство для обнаружения фонового шума, при этом блок (3) управления выполнен с возможностью определения формы анализирующей волны с учетом обнаруженного фонового шума.
10. Установка (100) по любому из пп. 7-9, в которой блок (3) управления выполнен с возможностью генерирования формы анализирующей волны в виде синусоидальной формы волны, модулированной по частоте с помощью чирпа и/или модулированной по амплитуде и/или в виде волны Рикера, или волны Клодера, или волны Ормсби.
11. Установка (100) по п. 7, в которой блок (3) управления выполнен с возможностью определения ожидаемой модели распространения на основании геометрических параметров геометрической модели трубопровода при условии отсутствия отклонений во время укладки.
12. Установка (100) по п. 11, в которой блок (3) управления также выполнен с возможностью определения ожидаемой модели распространения с учетом термодинамических параметров текучей среды, находящейся внутри трубопровода (2).
13. Установка (100) по п. 7, в которой блок (3) управления выполнен с возможностью оценки идеального отраженного звукового сигнала и обнаружения отраженного звукового сигнала (sa2) на основании указанного первого (se1) и второго электрического измерительного сигнала (se2).
14. Установка (100) по любому из пп. 7-13, в которой блок (3) управления выполнен с возможностью сравнения за счет взаимной корреляции между ожидаемым идеальным отраженным звуковым сигналом за промежуток времени и обнаруженным отраженным звуковым сигналом (sa2) за соответствующий промежуток времени.
15. Установка (100) по любому из пп. 6-14, в которой для того, чтобы получить геометрические параметры трубопровода (2), блок (3) управления выполнен с возможностью выполнения следующих операций:
- обнаружение на основании результатов сравнения ожидаемого идеального отраженного звукового сигнала и обнаруженного отраженного звукового сигнала (sa2) функции пространственного отражения трубопровода, указывающей на уменьшение диаметра трубопровода (2) в зависимости от расстояния;
- идентификация наличия и пространственного положения дефектов (20) на основании указанной функции пространственного отражения;
- определение оцененной реальной геометрической модели трубопровода при наличии оцененного дефекта в идентифицированном положении дефекта;
- вычисление ожидаемого отраженного звукового сигнала на основании оцененной реальной геометрической модели трубопровода;
- модифицирование геометрических параметров оцененной реальной геометрической модели трубопровода за счет взаимной корреляция между ожидаемым отраженным звуковым сигналом и обнаруженным отраженным звуковым сигналом (sa2) за промежуток времени, соответствующий положению вокруг идентифицированного дефекта;
- повторное выполнение указанного процесса модифицирования до тех пор, пока геометрические параметры не сойдутся с получением реальной геометрической модели трубопровода, указывающей на обнаруженную форму трубопровода и найденные отклонения.
16. Установка (100) по любому из предыдущих пунктов, также содержащая средство для обнаружения давления окружающей среды, выполненное с возможностью подачи на блок (3) управления информации об обнаруженном давлении окружающей среды.
17. Установка (100) по любому из предыдущих пунктов, в которой блок (3) управления выполнен с возможностью сохранения информации о температуре и/или профилей температуры, характерных для трубопровода (2) или ожидающихся в нем.
18. Установка (100) по п. 8, также содержащая средство для обнаружения давления окружающей среды, выполненное с возможностью подачи на блок (3) управления информации об обнаруженном давлении окружающей среды, и/или в которой блок (3) управления выполнен с возможностью сохранения информации о температуре и/или профилей температуры, характерных для трубопровода (2) или ожидающихся в нем, причем блок (3) управления выполнен также с возможностью определения ожидаемой модели распространения с учетом указанного давления окружающей среды и/или информации о температуре.
19. Установка (100) по любому из предыдущих пунктов, в которой блок (3) управления выполнен с возможностью сохранения множества результатов измерения геометрических параметров и оценки на основании указанного множества результатов измерений пространственно-временного изменения одного или более сечений трубопровода (2).
20. Установка (100) по любому из предыдущих пунктов, также содержащая средство для оценки формы трубопровода на стадии спуска и перед укладкой, выполненное с возможностью измерения поперечных сечений участков трубопровода на стадии спуска и отправки в блок (3) управления информации о форме трубопровода на стадии спуска и перед укладкой на основании постепенно измеряемых поперечных сечений,
и в которой блок (3) управления также выполнен с возможностью измерения геометрических параметров трубопровода (2) с учетом указанной информации о форме трубопровода на стадии спуска и еще находящегося на борту трубоукладочного судна 200.
21. Установка (100) по любому из предыдущих пунктов, в которой:
- блок (1) приемопередачи звука может быть механически встроен во внутреннее зажимное приспособление (30) устройства укладки, предназначенное для управления соединением и сваркой участков трубы на стадии спуска;
- блок (3) управления может быть расположен дистанционно от блока (1) приемопередачи звука,
установка (100) также содержит электронное средство связи между блоком (1) приемопередачи звука и блоком (3) управления.
22. Способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода (2) на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени, предусматривающий следующие стадии:
- подача в трубопровод (2) от блока (4) передачи звука входного звукового сигнала (sa1) на основании управляющего электрического сигнала (sp);
- определение указанного входного звукового сигнала (sa1) с помощью блока (5) приема звука, отличного от блока (4) передачи звука, и генерирование первого электрического измерительного сигнала (se1), зависящего от входного звукового сигнала (sa1); каждый из указанных блоков (4) передачи звука или элементов (6,6') передачи звука содержит электроакустический преобразователь;
- прием блоком (5) приема звука отраженного звукового сигнала (sa2), сгенерированного в трубопроводе и зависящего от входного звукового сигнала (sa1) и от геометрических параметров трубопровода (2), и генерирование второго электрического измерительного сигнала (se2) на основании отраженного звукового сигнала (sa2); каждый из указанных блоков (5) приема звука или элементов (7, 7') приема звука содержит электроакустический преобразователь;
- измерение с помощью блока (3) управления геометрических параметров трубопровода (2) на основании первого (se1) и второго электрического измерительного сигнала (se2), причем блок (3) управления содержит: блок (8) сбора первого электрического измерительного сигнала (se1) и второго электрического измерительного сигнала (se2); блок (9) генерирования управляющего электрического сигнала;
а способ, кроме того, включает выполнение, посредством процессора (10) блока (3) управления, обработки с целью измерения геометрических параметров трубопровода (2) на основании указанного первого (se1) и второго электрического измерительного сигнала (se2), а также управление блоком (9) генерирования управляющего электрического сигнала.
23. Способ по п. 22, в котором стадия подачи входного звукового сигнала (sa1) предусматривает соответственно подачу первым элементом (6) блока (4) передачи звука первого переданного звукового сигнала (sa1') и вторым элементом (6') блока (4) передачи звука второго переданного звукового сигнала (sa1''), при этом первый переданный звуковой сигнал (sa1') и второй переданный звуковой сигнал (sa1'') объединяются с образованием входного звукового сигнала (sa1).
24. Способ по любому из пп. 22-23, предусматривающий следующие дополнительные стадии:
- определение формы анализирующей волны и генерирование управляющего электрического сигнала (sp), в результате чего происходит модулирование входного звукового сигнала (sa1) с помощью определенной формы анализирующей волны;
- определение ожидаемой модели распространения;
- оценка идеального отраженного звукового сигнала на основании формы анализирующей волны и ожидаемой модели распространения;
- сравнение ожидаемого идеального отраженного звукового сигнала за промежуток времени с отраженным звуковым сигналом (sa2), обнаруженным на основании второго электрического измерительного сигнала (se2) за соответствующий промежуток времени;
- получение геометрических параметров трубопровода (2) на основании результатов указанного сравнения, причем полученные геометрические параметры указывают на фактическую обнаруженную форму трубопровода и найденные отклонения и/или дефекты.
25. Способ по п. 24, в котором стадия определения формы анализирующей волны предусматривает определение формы анализирующей волны на основании требуемого диапазона расстояний, внутри которого выполняется поиск дефектов, и/или на основании типа искомых дефектов, и/или на основании ожидаемого дефекта.
26. Способ по п. 24 или 25, также предусматривающий следующие стадии:
- обнаружение фонового шума;
- определение формы анализирующей волны с учетом обнаруженного фонового шума.
27. Способ по любому из пп. 24-26, в котором стадия генерирования формы анализирующей волны предусматривает генерирование синусоидальной формы волны, модулированной по частоте с помощью чирпа и/или модулированной по амплитуде и/или в виде волны Рикера, или волны Клодера, или волны Ормсби.
28. Способ по п. 24, в котором стадия определения ожидаемой модели распространения проводится на основании геометрических параметров геометрической модели трубопровода без отклонений при укладке и/или на основании термодинамических параметров текучей среды, находящейся внутри трубопровода (2).
29. Способ по любому из пп. 24-28, в котором стадия сравнения предусматривает взаимную корреляцию между ожидаемым идеальным отраженным звуковым сигналом за промежуток времени и обнаруженным отраженным звуковым сигналом (sa2) за соответствующий промежуток времени.
30. Способ по любому из пп. 24-29, в котором стадия получения геометрических параметров трубопровода предусматривает следующие стадии:
- обнаружение на основании результатов сравнения ожидаемого идеального отраженного звукового сигнала и обнаруженного отраженного звукового сигнала (sa2) функции пространственного отражения трубопровода, указывающей на уменьшение диаметра трубопровода (2) в зависимости от расстояния;
- идентификация наличия и пространственного положения дефектов (20) на основании указанной функции пространственного отражения;
- определение оцененной реальной геометрической модели трубопровода при наличии оцененного дефекта в идентифицированном положении дефекта;
- вычисление ожидаемого отраженного звукового сигнала на основании оцененной реальной геометрической модели трубопровода;
- модифицирование геометрических параметров оцененной реальной геометрической модели трубопровода за счет взаимной корреляция между ожидаемым отраженным звуковым сигналом и обнаруженным отраженным звуковым сигналом (sa2) за промежуток времени, соответствующий положению вокруг идентифицированного дефекта;
- повторное выполнение указанного процесса модифицирования до тех пор, пока геометрические параметры не сойдутся с получением реальной геометрической модели трубопровода, указывающей на обнаруженную форму трубопровода и найденные отклонения.
31. Способ по любому из пп. 24-30, предназначенный для измерения параметров, относящихся к любой комбинации следующих отклонений:
- геометрические дефекты; вмятины; изменения диаметра сечения; изменения формы сечения; блокировки и/или препятствия в трубопроводе; значительные неоднородности в свойствах текучей среды, находящейся внутри трубопровода; смещение объектов и/или дефекты в трубопроводе между последовательными измерениями; наличие воды в трубопроводе.
RU2017139770A 2015-05-21 2016-05-20 Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени RU2717899C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ITUB20150721 2015-05-21
IT1020115000016565 2015-05-21
IT102015000016565 2015-05-21
PCT/IB2016/052969 WO2016185435A1 (en) 2015-05-21 2016-05-20 System and method for real time remote measurement of geometric parameters of a pipeline in the launch step, through sound waves

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020111152A Division RU2740864C2 (ru) 2015-05-21 2016-05-20 Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017139770A RU2017139770A (ru) 2019-05-15
RU2017139770A3 RU2017139770A3 (ru) 2019-09-25
RU2717899C2 true RU2717899C2 (ru) 2020-03-26

Family

ID=53900990

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020111152A RU2740864C2 (ru) 2015-05-21 2016-05-20 Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени
RU2017139770A RU2717899C2 (ru) 2015-05-21 2016-05-20 Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020111152A RU2740864C2 (ru) 2015-05-21 2016-05-20 Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени

Country Status (6)

Country Link
US (1) US10527514B2 (ru)
EP (1) EP3298349A1 (ru)
AU (1) AU2016263168B2 (ru)
BR (1) BR112017024913B1 (ru)
RU (2) RU2740864C2 (ru)
WO (1) WO2016185435A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU217397U1 (ru) * 2022-12-15 2023-03-30 Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Образования "Самарский Национальный Исследовательский Университет Имени Академика С.П. Королева" (Самарский Университет) Электронно-акустическое устройство измерения геометрических параметров волноводов

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10571390B2 (en) * 2015-12-21 2020-02-25 The Boeing Company Composite inspection
US10359335B2 (en) 2017-03-03 2019-07-23 Itron, Inc. Methods and apparatus to analyze recordings in leak detection
US10739318B2 (en) * 2017-04-19 2020-08-11 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Detection system including sensors and method of operating such
US11248981B2 (en) * 2017-11-21 2022-02-15 Itron, Inc. Methods and apparatus to detect leaks based on temperature data
EP3857175B1 (en) * 2018-12-05 2023-09-06 Halliburton Energy Services Inc. Detecting and quantifying liquid pools in hydrocarbon fluid pipelines
US11726223B2 (en) 2019-12-10 2023-08-15 Origin Rose Llc Spectral analysis and machine learning to detect offset well communication using high frequency acoustic or vibration sensing
US20230220944A1 (en) * 2020-09-18 2023-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Non-Intrusive Tracking Of Objects In Pipelines And Wellbores
US11788919B2 (en) 2021-10-08 2023-10-17 Itron, Inc. Coordinated acoustic leak detection sensor sampling
CN115793035B (zh) * 2022-11-11 2023-06-30 北京信息科技大学 一种基于声波主动激励的地下非金属管线探测系统及方法

Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1993004363A2 (en) * 1991-08-23 1993-03-04 Matec Applied Sciences, Inc. A device for determining the size and charge of colloidal particles
US5400788A (en) * 1989-05-16 1995-03-28 Hewlett-Packard Apparatus that generates acoustic signals at discrete multiple frequencies and that couples acoustic signals into a cladded-core acoustic waveguide
RU2081252C1 (ru) * 1989-03-31 1997-06-10 Текномаре С.п.А. Подводная машина для укладки трубопроводов
WO1998043062A1 (en) * 1997-03-24 1998-10-01 Bj Services Company Inspection with global positioning and inertial navigation
DE19915203C2 (de) * 1998-07-24 2000-11-23 Georgsmarienhuette Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur zerstörungsfreien Prüfung von zu walzendem, noch gut verformbarem Stahl auf Innenfehler
US20030033879A1 (en) * 2001-08-09 2003-02-20 Adewumi Michael A. Blockage detection method and associated system
US6547435B1 (en) * 1998-05-15 2003-04-15 GESO Gesellschaft für Sensorik, Geotechnischen Umweltschutz und Mathematische Modellierung mbH Jena Device for monitoring temperature distribution on the basis of distributed fiber-optic sensing, and use of same
US6597997B2 (en) * 2000-08-01 2003-07-22 The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. Non-invasive pipe inspection system
US20050279168A1 (en) * 2004-06-21 2005-12-22 Carcoustics Tech Center Gmbh Test stand and method for measuring sound insulation or insertion loss on a test object
WO2009087342A1 (en) * 2008-01-11 2009-07-16 Pii Limited Pipeline inspection apparatus and method using two different ultrasound wavemodes
US20130081449A1 (en) * 2011-09-30 2013-04-04 International Business Machines Corporation Monitoring state of fluid transport pipe
US20140022530A1 (en) * 2012-07-17 2014-01-23 Chevron Usa Inc. Structure monitoring

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4092868A (en) 1976-10-12 1978-06-06 Rockwell International Corporation Ultrasonic inspection of pipelines
US5283768A (en) * 1991-06-14 1994-02-01 Baker Hughes Incorporated Borehole liquid acoustic wave transducer
US5995447A (en) * 1997-05-14 1999-11-30 Gas Research Institute System and method for processing acoustic signals to image behind reflective layers
GB0128704D0 (en) 2001-11-30 2002-01-23 Univ Manchester Remote pipeline inspection
US6968727B2 (en) * 2003-04-29 2005-11-29 Southwest Research Institute Calibration method and device for long range guided wave inspection of piping
US7673525B2 (en) * 2007-01-09 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Sensor system for pipe and flow condition monitoring of a pipeline configured for flowing hydrocarbon mixtures
US9394785B2 (en) * 2007-04-02 2016-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through RFID sensing
GB2465504C (en) * 2008-06-27 2019-12-25 Rasheed Wajid Expansion and sensing tool
US8894580B2 (en) 2012-04-27 2014-11-25 Ut-Battelle, Llc Reflective echo tomographic imaging using acoustic beams
US9322807B2 (en) * 2014-04-16 2016-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Ultrasonic signal time-frequency decomposition for borehole evaluation or pipeline inspection

Patent Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2081252C1 (ru) * 1989-03-31 1997-06-10 Текномаре С.п.А. Подводная машина для укладки трубопроводов
US5400788A (en) * 1989-05-16 1995-03-28 Hewlett-Packard Apparatus that generates acoustic signals at discrete multiple frequencies and that couples acoustic signals into a cladded-core acoustic waveguide
WO1993004363A2 (en) * 1991-08-23 1993-03-04 Matec Applied Sciences, Inc. A device for determining the size and charge of colloidal particles
WO1998043062A1 (en) * 1997-03-24 1998-10-01 Bj Services Company Inspection with global positioning and inertial navigation
US6547435B1 (en) * 1998-05-15 2003-04-15 GESO Gesellschaft für Sensorik, Geotechnischen Umweltschutz und Mathematische Modellierung mbH Jena Device for monitoring temperature distribution on the basis of distributed fiber-optic sensing, and use of same
DE19915203C2 (de) * 1998-07-24 2000-11-23 Georgsmarienhuette Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur zerstörungsfreien Prüfung von zu walzendem, noch gut verformbarem Stahl auf Innenfehler
US6597997B2 (en) * 2000-08-01 2003-07-22 The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. Non-invasive pipe inspection system
US6751560B1 (en) * 2000-08-01 2004-06-15 The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. Non-invasive pipeline inspection system
US20030033879A1 (en) * 2001-08-09 2003-02-20 Adewumi Michael A. Blockage detection method and associated system
US20050279168A1 (en) * 2004-06-21 2005-12-22 Carcoustics Tech Center Gmbh Test stand and method for measuring sound insulation or insertion loss on a test object
WO2009087342A1 (en) * 2008-01-11 2009-07-16 Pii Limited Pipeline inspection apparatus and method using two different ultrasound wavemodes
US20130081449A1 (en) * 2011-09-30 2013-04-04 International Business Machines Corporation Monitoring state of fluid transport pipe
US20140022530A1 (en) * 2012-07-17 2014-01-23 Chevron Usa Inc. Structure monitoring

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU217397U1 (ru) * 2022-12-15 2023-03-30 Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Образования "Самарский Национальный Исследовательский Университет Имени Академика С.П. Королева" (Самарский Университет) Электронно-акустическое устройство измерения геометрических параметров волноводов

Also Published As

Publication number Publication date
RU2740864C2 (ru) 2021-01-21
US20180172546A1 (en) 2018-06-21
RU2020111152A3 (ru) 2020-12-01
BR112017024913A2 (pt) 2018-07-31
US10527514B2 (en) 2020-01-07
WO2016185435A1 (en) 2016-11-24
BR112017024913B1 (pt) 2022-08-02
RU2017139770A (ru) 2019-05-15
RU2017139770A3 (ru) 2019-09-25
EP3298349A1 (en) 2018-03-28
AU2016263168A1 (en) 2017-11-30
AU2016263168B2 (en) 2020-11-05
RU2020111152A (ru) 2020-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2717899C2 (ru) Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени
US10031044B2 (en) Real-time monitoring of a metal surface
EP2875380B1 (en) Structure monitoring
US10900860B2 (en) Conduit monitoring
US9897243B2 (en) Method and system for the remote detection of the position of a pig device inside a pressurized pipeline
US8091427B2 (en) Nondestructive inspection apparatus and nondestructive inspection method using guided wave
ITMI20122197A1 (it) Metodo e sistema di monitoraggio continuo da remoto dell'integrita' di condotte in pressione e delle proprieta' dei fluidi trasportati
US10094659B2 (en) Method and apparatus for determining properties of a pipeline, in particular the position of a branch of a sewage pipeline
EA028593B1 (ru) Способ и устройство для мониторинга канала, переносящего текучую среду
US11455445B2 (en) Method and system for non-intrusively inspecting a fluidic channel
CN112154324B (zh) 使用多模声学信号来检测、监控和确定金属结构中变化的位置
JP4074154B2 (ja) 配管破損探査装置
Shama et al. Review of leakage detection methods for subsea pipeline
NL2022689B1 (en) Method and system for non-intrusively determining cross-sectional variation for a fluidic channel
JP5297791B2 (ja) 非破壊検査装置及び非破壊検査方法
KR101110070B1 (ko) 센서 네트워크를 이용한 파이프라인 내벽 모니터링 시스템
Loureiro Silva et al. Acoustic reflectometry for blockage detection in pipeline
RU2422814C1 (ru) Способ и устройство для обнаружения и диагностики дефектов газовых трубопроводов
Pierozzi et al. Acoustic technology for large obstruction detection in pipelines
RU2539603C1 (ru) Способ ранней диагностики магистрального нефтепровода для предотвращения развития процессов его разрушения
RU2754244C1 (ru) Способ локализации несанкционированной потери рабочей среды в трубопроводе на основе амплитудно-временного анализа и корреляции виброакустических сигналов
Molinari et al. Use of Acoustic Waves for Non-Invasive Buckle Detection in Offshore Pipelines
JP2005308724A (ja) 配管漏洩箇所判定方法および配管長測定方法
Tao et al. Characterisation of defects in pipe systems using a newly developed tubular acoustic reflection simulator
Chilekwa Detecting, locating and sizing leaks in gas-filled pipes using acoustical measurements