RU2079772C1 - Method of remote indication of leakage from pipe lines for hydrocarbons - Google Patents
Method of remote indication of leakage from pipe lines for hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- RU2079772C1 RU2079772C1 RU94036134A RU94036134A RU2079772C1 RU 2079772 C1 RU2079772 C1 RU 2079772C1 RU 94036134 A RU94036134 A RU 94036134A RU 94036134 A RU94036134 A RU 94036134A RU 2079772 C1 RU2079772 C1 RU 2079772C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- route
- local
- values
- location
- raman spectra
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 12
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 21
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 10
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000001237 Raman spectrum Methods 0.000 claims description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- -1 for example Substances 0.000 description 3
- 239000010754 BS 2869 Class F Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000036039 immunity Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 2
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 2
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 2
- 206010016717 Fistula Diseases 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 230000003890 fistula Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005293 physical law Methods 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 238000001931 thermography Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при диагностике действующих магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортирования жидких углеводородов, например, нефти. The invention relates to pipeline transport and can be used in the diagnosis of existing trunk pipelines designed to transport liquid hydrocarbons, for example, oil.
Эксплуатация современных трубопроводов предполагает их периодическое обследование с целью выявления нарушения целостности труб, происходящих, например, из-за коррозии или деформаций, вызываемых перемещениями грунта при замерзании и оттаивании. The operation of modern pipelines involves their periodic inspection in order to identify violations of the integrity of the pipes, occurring, for example, due to corrosion or deformations caused by soil movements during freezing and thawing.
Известен способ дистанционного обнаружения утечек тепла из подземных трубопроводов (авт. свид. СССР N 1434212, кл. F 17 D 5/02). Способ включает аэросъемку теплового поля трассы трубопровода, фиксирование местоположения локальных участков местности с повышенной температурой, а также наземную термометрию эталонных участков трассы. Точность определения местоположения утечки при данном способе диагностики достаточно высока, так как повышение температуры земной поверхности происходит непосредственно в месте повреждения трубы. Однако указанный способ применим лишь для поиска дефектов в трубопроводах, служащих для транспортировки сильно нагретой среды, например, теплоносителя в теплопроводах, и не позволяет обнаружить утечки транспортируемых жидких и газообразных углеводородов, если их температура чуть выше или близка к температуре окружающей среды. К тому же данный способ предполагает проведение наземной термометрии. A known method for the remote detection of heat leaks from underground pipelines (ed. Certificate. USSR N 1434212, class F 17 D 5/02). The method includes aerial photography of the thermal field of the pipeline route, fixing the location of local areas with elevated temperature, as well as ground-based thermometry of the reference sections of the route. The accuracy of determining the location of a leak with this diagnostic method is quite high, since an increase in the temperature of the earth's surface occurs directly at the site of damage to the pipe. However, this method is applicable only for the search for defects in pipelines that serve to transport a very heated medium, for example, a coolant in heat pipes, and does not detect leakage of transported liquid and gaseous hydrocarbons if their temperature is slightly higher or close to ambient temperature. In addition, this method involves conducting ground-based thermometry.
Указанных недостатков частично лишен выбранный в качестве прототипа известный способ дистанционного обнаружения утечек в трубопроводе (авт.свид. N 1800219, кл. F 17 D 5/02). Данный способ включает аэросъемку теплового поля трассы, определение пороговых значений яркости, местоположения локальных участков местности с пониженной температурой, фиксирование значений яркости теплового поля локальных участков. These shortcomings are partially deprived of the well-known method for remote detection of leaks in the pipeline, selected as a prototype (ed. Certificate. N 1800219, class F 17 D 5/02). This method includes aerial photographing of the thermal field of the route, determining threshold brightness values, location of local areas of the area with reduced temperature, fixing the brightness values of the thermal field of local areas.
Способ хорошо решает задачи обнаружения утечек в трубопроводе при транспортировании по трубе сжиженных газов, когда сжиженный газ находится под давлением в несколько десятков атмосфер, благодаря чему сохраняется в жидкой фазе. При утечке из трубы в окружающую среду (в область низкого давления) происходит процесс перехода сжиженного газа из жидкой фазы в газообразную, сопровождающийся понижением температуры газа и окружающей среды в месте утечки. Поэтому поиск утечки сжиженного газа осуществляется посредством анализа участков местности с пониженной температурой. Так как глубина залегания трубы в грунте на трассе трубопровода не превышает нескольких диаметров трубы, зона охлаждения локализуется на поверхности трассы на участке с размерами, приблизительно равными глубине залегания трубы, что характеризует достаточно высокую точность определения местоположения утечки. Для обнаружения утечки сжиженного газа из трубопровода необходимо, чтобы тепловой контраст локального участка местности, возникший вследствие охлаждения грунта в месте утечки, превосходил тепловые контрасты естественных фоновых образований. The method solves the problem of detecting leaks in the pipeline during transportation of liquefied gases through the pipe when the liquefied gas is at a pressure of several tens of atmospheres, due to which it is stored in the liquid phase. In the event of a leak from the pipe into the environment (into the low-pressure region), the process of transition of the liquefied gas from the liquid phase to the gaseous one is accompanied by a decrease in the temperature of the gas and the environment at the leak. Therefore, the search for leakage of liquefied gas is carried out by analyzing areas of the area with low temperature. Since the depth of the pipe in the soil on the pipeline route does not exceed several pipe diameters, the cooling zone is localized on the surface of the route in a section with dimensions approximately equal to the pipe depth, which characterizes a fairly high accuracy in determining the location of the leak. To detect leakage of liquefied gas from the pipeline, it is necessary that the thermal contrast of the local area resulting from the cooling of the soil at the leakage site exceeds thermal contrasts of natural background formations.
Однако указанный способ не позволяет обнаруживать с достаточной достоверностью сам факт и место утечки в трубопроводе, транспортирующем углеводороды, находящиеся в естественном состоянии в жидкой фазе, например, нефть, бензин, дизтопливо и т.д. тем более, например, температура нефти, транспортируемой по трубе, близка к температуре окружающей среды и составляет по технологии перекачки всего +17oC. Поэтому тепловые контрасты (аномалии) будут иметь небольшие значения и их будет трудно отличить на фоне естественных фоновых неоднородностей, величина и характер распределения которых зависит от состояния почвенного покрова на трассе, погодных, сезонных, географических и других условий.However, this method does not allow to detect with sufficient certainty the fact and the place of leakage in the pipeline transporting hydrocarbons that are in a natural state in the liquid phase, for example, oil, gasoline, diesel fuel, etc. all the more, for example, the temperature of the oil transported through the pipe is close to the ambient temperature and amounts to only +17 o C using the pumping technology. Therefore, thermal contrasts (anomalies) will be small and difficult to distinguish from natural background inhomogeneities, the magnitude and the nature of the distribution of which depends on the state of the soil cover on the route, weather, seasonal, geographical and other conditions.
Задачей настоящего изобретения является дистанционное обнаружение мест утечки жидких углеводородов, например, нефти из трубопроводов. An object of the present invention is to remotely detect leakages of liquid hydrocarbons, for example, oil from pipelines.
Необходимый технический результат достигается тем, что в известном способе дистанционного обнаружения утечки в трубопроводе, включающем аэросъемку теплового поля трассы, определение пороговых значений яркости, местоположения локальных участков местности с аномальной температурой, фиксирование значений яркости теплового поля локальных участков, дополнительно зондируют трассу трубопровода синхронно с аэросъемкой лазерным излучением, определяют текущие значения полей интенсивности спектров комбинационного расстояния (СКР) первых n компонент газовой фазы жидких углеводородов и Q - ветви азота над всем контролируемым участком трассы, определяют пороговые и текущие значения отношений интенсивностей спектров комбинационного рассеяния (СКР) Q ветви азота, второй, третьей, n-й компонент к интенсивности СКР первой компоненты газовой фазы жидких углеводородов локальных участков, находят средние значения указанных отношений над всем контролируемым участком трассы, а место течи определяют по местоположению локального участка с аномальной температурой, для которого разность между средним значением указанных отношений всего контролируемого участка трассы и значением тех же отношений данного локального участка превышает заданный пороговый уровень. The necessary technical result is achieved by the fact that in the known method for remote detection of leaks in the pipeline, including aerial survey of the thermal field of the route, determining threshold brightness values, locations of local areas of the terrain with anomalous temperature, fixing the brightness values of the thermal field of local areas, additionally probe the pipeline route simultaneously with aerial photography laser radiation, determine the current values of the intensity fields of the Raman spectra (SQR) of the first n the component of the gas phase of liquid hydrocarbons and the Q branch of nitrogen over the entire controlled portion of the route, determine the threshold and current values of the ratios of the intensities of the Raman spectra of the Q branch of the nitrogen branch, the second, third, and nth components to the intensity of the SCR of the first component of the gas phase of the liquid hydrocarbons local sections, find the average values of these relations over the entire controlled section of the route, and the leak location is determined by the location of the local section with an abnormal temperature, for which between the average value of the indicated relations of the entire monitored section of the route and the value of the same relations of this local section exceeds a predetermined threshold level.
Необходимость выполнения указанных операций обусловлена следующими факторами. The need to perform these operations is due to the following factors.
В магистральных нефтепроводах в соответствии с технологией транспортируемая нефть внутри трубы находится под давлением в несколько десятков атмосфер и при температуре +17oC (45 атмосфер после нефтеперекачивающей станции и 10-12 атмосфер перед следующей нефтеперекачивающей станцией. Расстояние между НПС порядка 80-100 км).In main oil pipelines, in accordance with the technology, the oil transported inside the pipe is at a pressure of several tens of atmospheres and at a temperature of +17 o C (45 atmospheres after the oil pumping station and 10-12 atmospheres in front of the next oil pumping station. The distance between the pumping stations is about 80-100 km) .
В результате проведенного комплекса исследований установлены физические закономерности выхода из трубы и распространения нефти в поверхности грунта. В зависимости от специфики дефектов трубопровода и условий его функционирования, время выхода нефти на поверхность может колебаться от нескольких минут до нескольких месяцев. В последнем случае ранняя диагностика утечек может быть проведена на основе оптического детектирования газовой фазы, присутствующей в нефти, которая в сравнении с жидкой фазой (собственно нефтью) быстро диффундирует на поверхность земли через слой грунта. Выявлен состав газовой фазы и оценена его концентрация в зависимости от величия давления в трубе, диаметра свища, температурных (сезонных) условий, вида и толщины грунта, закрывающего трубопровод. As a result of a series of studies, the physical laws of the exit from the pipe and the spread of oil in the soil surface are established. Depending on the specifics of the pipeline defects and the conditions of its functioning, the time of oil exit to the surface can vary from several minutes to several months. In the latter case, early leakage diagnostics can be carried out on the basis of optical detection of the gas phase present in the oil, which, in comparison with the liquid phase (the oil itself), quickly diffuses to the surface of the earth through the soil layer. The composition of the gas phase was revealed and its concentration was estimated depending on the magnitude of the pressure in the pipe, the diameter of the fistula, temperature (seasonal) conditions, the type and thickness of the soil blocking the pipeline.
В результате НИЭР определены компоненты газовой фазы в жидкой нефти вплоть до уровня сотых долей процента, установлены в относительных единицах (в процентах) основные компоненты газовой фазы жидкой нефти, имеющих относительное содержание более 10% и служащих индикаторами утечки нефти. As a result of R&D, the components of the gas phase in liquid oil were determined up to the level of hundredths of a percent, the main components of the gas phase of liquid oil with a relative content of more than 10% and serving as indicators of oil leakage were established in relative units (in percent).
В некоторых случаях крупные (длинные) магистральные трубопроводы для транспортирования нефти, природного газа, сжиженного газа (широкой фракцией легких углеводородов) проходят в одном коридоре, что позволяет снизить финансовые и земельные ресурсы. В этом случае усложняется задача по идентификации трубы, из которой произошла утечка, т.е. способ должен обладать хорошей помехоустойчивостью, и решение задачи по обнаружению утечки жидких углеводородов, в частности, нефти по тепловому контрасту будет непомехоустойчивым. In some cases, large (long) trunk pipelines for transporting oil, natural gas, and liquefied gas (with a wide fraction of light hydrocarbons) run in one corridor, which reduces financial and land resources. In this case, the task of identifying the pipe from which the leak occurred is more complicated, i.e. the method should have good noise immunity, and the solution to the problem of detecting a leak of liquid hydrocarbons, in particular oil, by thermal contrast will be noise-immunity.
На чертеже изображено схематическое устройство, посредством которого может быть реализован предлагаемый способ. The drawing shows a schematic device by which the proposed method can be implemented.
Устройство содержит сканирующий элемент 1, выполненный, например, в виде четырехгранной зеркальной призмы, установленной с возможностью вращения вокруг оси, проходящей через центр призмы, датчика угла поворота призмы 2, входной объектив 3, спектроделитель 4, приемник теплового канала 5, подключаемый к блоку селекции сигналов 6, приемник видимого канала 7, сигнал от которого через смеситель 8 поступает на видеоконтрольное устройство 9, на экране которого формируется телевизионное изображение контролируемого участка трассы трубопровода, плоского зеркала 10, которое направляет рассеянное лазерное излучение на входную щель полихроматора 11, лазера 12, излучение которого через сканирующую призму 1 направляется на контролируемый участок трассы, приемников излучения 13, установленных за выходными щелями полихроматора, блока обработки сигналов 14. The device comprises a scanning element 1, made, for example, in the form of a tetrahedral mirror prism mounted for rotation around an axis passing through the center of the prism, a sensor for the angle of rotation of the prism 2, an input lens 3, a spectrometer 4, a heat channel receiver 5, connected to the selection unit signals 6, the receiver of the visible channel 7, the signal from which through the mixer 8 is fed to the video monitoring device 9, on the screen of which a television image of the controlled section of the pipeline route is formed, mirror 10, which directs the scattered laser radiation to the entrance slit of the polychromator 11, laser 12, the radiation of which through the scanning prism 1 is directed to a controlled section of the path, radiation receivers 13 installed behind the output slots of the polychromator, the signal processing unit 14.
При вращении призмы 1 проекции полей зрения приемников 5 и 7, а также входной щели полихроматора 11 перемещаются по подстилающей поверхности в направлении, перпендикулярном направлению полета носителя, за счет чего осуществляется последовательный обзор элементов подстилающей поверхности по строке и кадру. Сигналы от приемника теплового канала поступают в блок селекции 6, где происходит их отбор по амплитуде и далее через смеситель 8 - на видеоконтрольное устройство. На смеситель поступают также сигналы от приемника телевизионного канала. When the prism 1 rotates, the projections of the field of view of the receivers 5 and 7, as well as the entrance slit of the polychromator 11, move along the underlying surface in the direction perpendicular to the direction of flight of the carrier, due to which the elements of the underlying surface are sequentially viewed along the line and frame. The signals from the receiver of the heat channel enter the selection block 6, where they are selected by amplitude and then through the mixer 8 to the video control device. The mixer also receives signals from the receiver of the television channel.
Зондирующие импульсы лазерного излучения направляются сканирующим элементом 1 построчно на подстилающую поверхность. Расстояние от анализируемых участков излучение лазера этим же сканирующим элементом и выходным объективом фокусируется на входную щель полихроматора, в котором выделяются характерные линии спектров комбинационного рассеяния (СКР) компонентов газовой фракции и атмосферного азота. Каждый из приемников 13 регистрирует линию СКР одного из компонентов. The probe pulses of laser radiation are sent by the scanning element 1 line by line to the underlying surface. The distance from the analyzed sections of the laser radiation by the same scanning element and the output lens is focused on the entrance slit of the polychromator, in which the characteristic lines of Raman spectra of the gas fraction and atmospheric nitrogen are highlighted. Each of the receivers 13 registers the TFR line of one of the components.
Сигналы с приемников излучения 13 поступают в блок обработки сигналов, в котором определяются отношения сигнала от приемника излучения, настроенного на первый компонент газовой фракции к сигналам от 2-й, 3-й, n-й и Q-ветви СКР азота для всего контролируемого участка трассы, определяется среднее значение отношения сигналов СКР от 1-го компонента к сигналам от Q-ветви азота для этого же участка трассы. В случае превышения этого отношения над пороговым значением и соответствии отношений сигналов между 1-м и остальными компонентами газовой фракции заданному ряду, в смеситель 8 поступает сигнал обнаружения утечки, который замешивается с телевизионным и тепловизионным и отображается в виде метки на видеоконтрольном устройстве 9. Отсутствие сигнала утечки от лазерного канала блокирует поступление сигнала-метки от теплового канала, тем самым исключая ложные тревоги по обнаружению псевдоутечек. The signals from the radiation receivers 13 are received in the signal processing unit, in which the relationship of the signal from the radiation receiver tuned to the first component of the gas fraction to the signals from the 2nd, 3rd, nth and Q branches of the SCR of nitrogen is determined for the entire controlled area trace, the average value of the ratio of the SCR signals from the 1st component to the signals from the Q-branch of nitrogen for the same section of the trace is determined. If this ratio exceeds the threshold value and the signal ratios between the 1st and other components of the gas fraction correspond to a given row, a leak detection signal is received in mixer 8, which is mixed with television and thermal imaging and displayed as a mark on the video monitoring device 9. No signal leakage from the laser channel blocks the receipt of the tag signal from the thermal channel, thereby eliminating false alarms for detecting pseudo-leaks.
Использование предлагаемого способа дистанционного обнаружения утечек в нефтепроводе обеспечивает по сравнению с прототипом следующие преимущества:
возможность более раннего обнаружения утечек по газовой фракции, сопутствующей утечке;
повышение надежности и эффективности обнаружения за счет исключения псевдоутечек, зарегистрированных по тепловому каналу;
повышение селективности и помехоустойчивости за счет исключения из алгоритма обнаружения других пропорций газовых компонентов, которые могут иметь иное происхождение, не связанное с утечками нефти из трубопровода;
расширение информативности способа, позволяющего, в принципе, измерять абсолютные концентрации компонентов газовой фракции нефти.Using the proposed method for remote leak detection in an oil pipeline provides the following advantages compared to the prototype:
the possibility of earlier detection of leaks by gas fraction, associated leakage;
improving the reliability and efficiency of detection by eliminating pseudo-leaks recorded through the heat channel;
increasing selectivity and noise immunity due to the exclusion from the detection algorithm of other proportions of gas components that may have a different origin that is not associated with oil leaks from the pipeline;
the expansion of the information content of the method, which allows, in principle, to measure the absolute concentration of the components of the gas fraction of oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94036134A RU2079772C1 (en) | 1994-09-27 | 1994-09-27 | Method of remote indication of leakage from pipe lines for hydrocarbons |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94036134A RU2079772C1 (en) | 1994-09-27 | 1994-09-27 | Method of remote indication of leakage from pipe lines for hydrocarbons |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94036134A RU94036134A (en) | 1996-07-10 |
| RU2079772C1 true RU2079772C1 (en) | 1997-05-20 |
Family
ID=20160923
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94036134A RU2079772C1 (en) | 1994-09-27 | 1994-09-27 | Method of remote indication of leakage from pipe lines for hydrocarbons |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2079772C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2174645C2 (en) * | 1999-09-06 | 2001-10-10 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of monitoring main pipe line |
| RU2260742C1 (en) * | 2004-03-12 | 2005-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Экотех-Север" | Method of remote control of pipeline condition in permafrost zone |
| RU2273888C1 (en) * | 2005-10-07 | 2006-04-10 | Даниал Кенжетаевич Ахметов | Method for detecting point of loss or unsanctioned draining of oil at linear portion of oil pipe main |
| RU2291344C1 (en) * | 2005-09-05 | 2007-01-10 | Сергей Сэмович Машуров | Underground pipeline flaw predicting method |
| CN107940247A (en) * | 2017-11-23 | 2018-04-20 | 庄明忠 | A kind of gas pipeline leakage detection device |
| RU2776171C1 (en) * | 2021-12-07 | 2022-07-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for detecting a leak in a methanol line |
-
1994
- 1994-09-27 RU RU94036134A patent/RU2079772C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Авторское свидетельство СССР N 1434212, кл. F 17 D 5/02, 1988. 2. Авторское свидетельство СССР N 1800219, кл. F 17 D 5/02, 1993. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2174645C2 (en) * | 1999-09-06 | 2001-10-10 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of monitoring main pipe line |
| RU2260742C1 (en) * | 2004-03-12 | 2005-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Экотех-Север" | Method of remote control of pipeline condition in permafrost zone |
| RU2291344C1 (en) * | 2005-09-05 | 2007-01-10 | Сергей Сэмович Машуров | Underground pipeline flaw predicting method |
| RU2273888C1 (en) * | 2005-10-07 | 2006-04-10 | Даниал Кенжетаевич Ахметов | Method for detecting point of loss or unsanctioned draining of oil at linear portion of oil pipe main |
| CN107940247A (en) * | 2017-11-23 | 2018-04-20 | 庄明忠 | A kind of gas pipeline leakage detection device |
| RU2776171C1 (en) * | 2021-12-07 | 2022-07-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for detecting a leak in a methanol line |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94036134A (en) | 1996-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6243483B1 (en) | Mapping system for the integration and graphical display of pipeline information that enables automated pipeline surveillance | |
| Bell et al. | Evaluation of next generation emission measurement technologies under repeatable test protocols | |
| US11619523B2 (en) | Underground optical fiber cable localization including DFOS and TDOA methods | |
| US20060225507A1 (en) | Pipeline monitoring system | |
| KR102002480B1 (en) | Systems for maintaining, managing and exploring pipe networks | |
| CA2176065C (en) | Aerial pipeline surveillance system | |
| RU2079772C1 (en) | Method of remote indication of leakage from pipe lines for hydrocarbons | |
| US3651395A (en) | Method for exploring the surface of the earth with electromagnetic energy including comparing reradiation characteristics of gases to locate escaping hydrocarbon gases at the surface emitted by deposits of petroleum and/or natural gas at depth | |
| RU2159450C2 (en) | Diastrophism detection method and device | |
| Harris et al. | Complex effusive events at Kīlauea as documented by the GOES satellite and remote video cameras | |
| RU2073816C1 (en) | Method of remote detection of oil leakage from main pipe line | |
| RU2054702C1 (en) | Method of search of hydrocarbon deposits | |
| US4357113A (en) | Liquid container leakage detection method and system | |
| RU2291344C1 (en) | Underground pipeline flaw predicting method | |
| RU2117855C1 (en) | Method of detecting leaks of liquid hydrocarbons from mine pipelines | |
| Graf | The Use of Ground Penetrating Radar to Pinpoint Pipeline Leaks | |
| Ravet et al. | Distributed Temperature Sensing for Erosion Detection and DoC Estimation: The Peru LNG Experience in Ayacucho and Ica Departments | |
| RU2260742C1 (en) | Method of remote control of pipeline condition in permafrost zone | |
| Ravet et al. | Natural Hazards Events Identification Along the Trans Adriatic Pipeline Monitoring With Geotechnical Monitoring System | |
| Epifansev | Remote thermal-emission diagnostics for underground pipelines | |
| Ravet et al. | Sand dune migration monitoring for pipeline hazard risk mitigation: The Peru LNG coastal section case | |
| RU2741177C1 (en) | Method of detection of unauthorized tie-ins to underground pipeline | |
| Inbal | Forensic Seismic Evidence for Precursory Mobilization in Gaza Leading to the October 7 Hamas Attack | |
| Onuoha et al. | Interpretation and Selection of Direct Examination Locations with Respect to ECDA Methodology | |
| JP3144971B2 (en) | Water leak detection device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060928 |