NO302322B1 - Fremgangsmåte for påvisning av korrosjon e.l. i rörledninger ved hjelp av ultralyd - Google Patents
Fremgangsmåte for påvisning av korrosjon e.l. i rörledninger ved hjelp av ultralyd Download PDFInfo
- Publication number
- NO302322B1 NO302322B1 NO874712A NO874712A NO302322B1 NO 302322 B1 NO302322 B1 NO 302322B1 NO 874712 A NO874712 A NO 874712A NO 874712 A NO874712 A NO 874712A NO 302322 B1 NO302322 B1 NO 302322B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- measurement
- procedure
- stated
- pipe
- wall
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims description 25
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims description 25
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 title claims description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 102
- 230000007547 defect Effects 0.000 claims description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 5
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 claims description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 3
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 2
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 claims 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 4
- 238000012432 intermediate storage Methods 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000013144 data compression Methods 0.000 description 3
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 3
- 238000004040 coloring Methods 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 2
- MCSXGCZMEPXKIW-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxy-4-[(4-methyl-2-nitrophenyl)diazenyl]-N-(3-nitrophenyl)naphthalene-2-carboxamide Chemical compound Cc1ccc(N=Nc2c(O)c(cc3ccccc23)C(=O)Nc2cccc(c2)[N+]([O-])=O)c(c1)[N+]([O-])=O MCSXGCZMEPXKIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
-
- 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
- G01N2291/04—Wave modes and trajectories
- G01N2291/044—Internal reflections (echoes), e.g. on walls or defects
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Environmental Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Ecology (AREA)
- Biodiversity & Conservation Biology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Length Measuring Devices Characterised By Use Of Acoustic Means (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for påvisning av korrosjon e.l. i rørledninger ved hjelp av ultralyd, idet ultralydsignaler sendes ut under en rørpiggs vandring gjennom en rørledning og løpetidsforskjellen måles mellom signaler som reflekteres fra hhv. innerveggen og ytterveggen, og hvor måleresultater som forsynes med informasjon om veistrekning, lagres og måleresultatene evalueres etter et utført måleforløp.
Ved rørledninger er det nødvendig å kunne utføre en automatisk skadefri undersøkelse med hensyn til korrosjon, hulltæring e.l. Sådanne feil eller defekter kan fastlegges ved den forandring i rørveggens tykkelse, som de forårsaker.
For undersøkelser med hensyn til sprekkdannelser er det foreslått en virvelstrømprosess, hvor et elektromagnetisk vekselfelt fra en drivspole induserer virvelstrømmer i rørledning-ens vegg, idet virvelstrømmene detekteres ved hjelp av en sensorspole som befinner seg på samme sted. Denne fremgangsmåte har vist seg hensiktsmessig ved påvisning av sprekker fra innsiden, men det forekommer også feil som utbrer seg fra rørveggens utside mot innsiden, slik som korroderende vegg ned brytning, og sådanne sprekkdannelser kan da som regel vanskelig eller slett ikke påvises på grunn av rørledningenes store veggtykkelse (20 mm og mer) og vekselstrømsfeltets lave inntrengningsdybde. En kjent anordning som benytter denne fremgangsmåte er således ikke egnet for korrosjons-detektering og blir da heller ikke anvendt for dette formål.
Videre er det foreslått å anvende en spredefluksprosess, hvor rørledningsveggen magnetiseres til nærheten av magnetisk metning ved utnyttelse av permanent- eller elektromagneter. Magnetfeltet vil da spre seg lokalt ut gjennom rørledningsveggen når det foreligger sprekkdannelse i denne, og påvisning av spredefeltet ved hjelp av egnede magnetfeltsfølere gjør det således mulig å påvise sprekkdannelsen. Også denne fremgangsmåte er imidlertid bedre egnet for påvisning av sprekker og i mindre grad for korrosjonsmålinger. Særlig er en bestemmelse av den resterende veggtykkelse i rørledninger ikke mulig.
Et ytterligere forslag gjelder elektromagnetisk innkobling av ultralydbølger i rørledningens vegg samt måling av løpetiden for den ultralydpuls som reflekteres fra bakveggen. Det
er da riktignok ikke nødvendig med noe koblingsmedium for ultralyden, men fremgangsmåten forlanger høy innkoblingseffekt og oppviser en dårlig virkningsgrad ved omforming av elektromagnetisk energi til lydenergi, således at signal/støyavstanden blir for liten for
den tilsiktede feilpåvisning. Videre er bestemmelse av veggtykkelse ikke mulig i tilfellet av indre korrosjon.
US-patent nr. 3 810 384 beskriver en fremgangsmåte for påvisning av korrosjon e.l. i rørledninger ved hjelp av ultralyd, hvor det under en rørpiggs vandring gjennom en rørledning sendes ut ultralydsignaler som anvendes for å utføre målinger, idet måleresultatene lagres for utnyttelse etter at et måleforløp er gjennomført. Dette gjøres ved hjelp av en sonde som forflytter seg gjennom rørledningen ved at et flytende medium griper fatt i mansjetter som omgir sonden. På sondehuset er det festet en stiv holder for en ultralydomformer anordnet på omkretsen av holderen, mens det i huset bl.a. er anordnet en elektronisk måle- eller tellekrets. Denne krets settes igang først når et signal reflektert fra rørets innside er mottatt, og derved utløses en rampesignal-generator som med sin stigende spenning over tid gir et mål på den forløpne tid. Kretsen virker således som en stoppeklokke hvis løpetid stanses etter at det er inntruffet en refleksjon fra ytterveggen eller fra et sted med feil. Den da oppnådde spenning som utgjør løpetidssignalet fra rampegeneratoren er således proporsjonal med den ettersøkte veggtykkelse. Utgangssignalet fra rampegeneratoren representerer på denne måte bare restveggtykkelsen uavhengig av om det foreligger utvendig eller innvendig korrosjon, eller begge typer korrosjon samtidig. Denne kjente fremgangsmåte er med andre ord ikke i stand til å skille mellom ytre og indre korrosjon i en rørledning.
US-patent nr. 4 205 554 beskriver en anordning for påvisning av feil på en gjenstand. Det er anordnet en følerenhet som ved hjelp av en driverenhet kan beveges over gjenstanden. Følerne må ligge direkte an mot gjenstandens overflate og det reageres således bare på refleksjonssignaler fra en feilforekomst som befinner seg inne i det indre av gjenstanden. Et vesentlig særtrekk ved denne metode er at det på forhånd er frembragt, eller simuleres, en svekningskarakteristikk for den reflektrerte stråle og at bare de refleksjonssignaler som overskrider svekningskarakteristikkens kurve blir påvist, mellomlagret og viderebehandlet digitalt.
Det er da et formål for foreliggende oppfinnelse å angi en forbedret fremgangsmåte for påvisning av korrosjon o.l. i rørledninger og som særlig er i stand til å bestemme korrosjonsstedets radiale beliggenhet for derved å kunne skille mellom ytre og indre korrosjon i en gitt rørledning.
I henhold til oppfinnelsen oppnås dette ved hjelp av en fremgangsmåte av innledningsvis nevnte art, for påvisning av korrosjon e.l. i rørledninger ved hjelp av ultralyd, som i henhold til oppfinnlensen har som særtrekk at både tiden frem til mottagelse av reflekterte signaler fra rørledningens innside og tiden frem til mottagelse av reflekterte signaler fra rørledningens utside måles syklisk og forskjellen mellom løpetidene bestemmes og at måleresultatene digitaliseres og mellomlagres for til slutt å lagres blokkvis som måledata som komprimeres på en sådan måte at bare etterfølgende måleverdier som avviker fra en forutgående måleverdi bare innenfor et forutbestemt verdiområde, opptelles for å bli registrert og lagret som en funksjon av deres antall.
Målingen av ultralydpulsens løpetid finner sted i samsvar med pulsrefleksjonsprosessen ved vinkelrett innstråling. Den ultralydpuls som utløses ved senderpulsen til prøvehodet gjennomløper en forløpsstrekning i olje inne i prøvehodet, reflekteres så delvis fra innsiden av rørveggen, men trenger tildels også inn i rørveggen, og reflekteres fra rørveggens utside. Begge refleksjonspulser løper tilbake til prøvehodet. Ytterligere refleksjoner kan kobles ut ved hjelp av et tilsvarende målevindu under måleprosessen. Ved denne fremgangsmåte utledes således ved hver utsendt ultralydpuls to løpetider, hvorav den første angir avstanden til rørets innside, mens tidsforskjellen mellom de to fastlegger rørledningens veggtykkelse. Ved hjelp av disse to pulser kan det da fastslås om en svekning av rørveggen skyldes korrosjon på innsiden eller utsiden av veggen.
Ved taktstyringen av målingen behøver ikke samtlige måleverdier å opptas og opptegnes kontinuerlig, men bare sådanne som finner sted i taktrytmen, som for det første er avhengig av den ønskede oppløsning og for det annet av den tilbakelagte målestrekning og den foreliggende lagringskapasitet. Ved digitalisering av måleresultatene oppnås forutsetninger for å gjengi disse såvel i lagersparende form såvel som i en tilstand egnet for eventuell ytterligere behandling. Ved mellomlagring og sluttlagring utelukkende i datablokker, kan det oppnås en tett pakking av informasjon på sluttlagermediet, nemlig et masselager, hvilket ikke er tilfellet ved kontinuerlig lagring av de mottatte måledata.
Ifølge fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen ordnes det slik at flere målinger som utføres over rørsondens omfang, sammenfattes i en eneste måledatablokk i kombinasjon med tilleggsinformasjon. Med sensorer fordelt over en målepiggs omkrets blir det da ikke nødvendig å tilføye veistrekningsinformasjon til hver enkelt sensors måledata. Når de måleresultater som oppnås i løpet av en avfølingsperiode blir sammenfattet ved multipleksutnyttelse av de avfølte sensorer, er det tilstrekkelig at måleresultatene samlet forsynes med informasjon om tilbakelagt veistrekning. Dette gjelder særlig når ikke alle omfangsdekkende sensorer ligger på én omkretslinje, slik som angitt i den publiserte EP-søknad nr. 0 255 619, men befinner seg i grupper som er forskjøvet i forhold til hverandre og anbragt bak hverandre, for å dekke rørpiggens omfang uten luker. I dette tilfelle kan det imidlertid innføres en korreksjon i forhold til en passende omkretslinje for de sensorer som ikke ligger på linje, med hensyn til på vedkommende veilengde-informasjon.
Rørpigger som har eksentrisk vektfordeling, slik at de i stor grad inntar samme azimutstilling, kan dessuten svinge om sin normalstilling. Av denne grunn er det fordelaktig likevel å påse at rørpiggens vinkelstilling i rørledningen bestemmes og også lagres, for at enhver måleverdi kan tilordnes sitt korrekte målested med hensyn til rørledningens omfang. Denne apparatutførelse sparer forøvrig en sådan eksentrisk vektfordeling, i det tilfelle vinkelstillingen kan måles over hele røromkretsen. For dette formål er det fortrinnsvis anordnet et 360° pendelpotensiometer.
Ved en ytterligere foretrukket utførelsesform kan det hele være utført slik at veistrekningsinformasjonen måles flere ganger og den mest sannsynlige måleverdi lagres. Ved måling av tilbakelagt veistrekning anvendes som regel distansehjul, men feil kan da opptre på grunn av sluring eller fri dreining av et hjul, f. eks. i områder hvor det forekommer tilslutningsstusser for grenledninger. Det er derfor hensiktsmessig å utlede veistrekningsinformasjonen flere ganger og ved forskjellige informasjonsverdier utnytte en sannsynlig verdi for videre bearbeiding. For dette formål er det da anordnet flere veistrekningsgivere med en felles bearbeidingsenhet for utledning av tilbakelagt veistrekning, idet særlig tre distansehjul kan være jevnt fordelt over rørledningens omfang. Når det foreligger to veistrekningsopplysninger kan da prinsippielt middelverdien utnyttes for videre behandling, men da den hyppigst forekommende feil imidlertid er sluring, foretrekkes det å anvende den måleverdi som angir størst tilbakelagt veistrekning for viderebehandlingen, da denne åpenbart er beheftet med den laveste slurefeil. Verdivalget kan imidlertid være sammenkoblet med ytterligere kriterier, slik som f. eks. forskjellen mellom to utledede opplysninger om veistrekning.
Ved tre utledede måleverdier med hensyn til informasjon om tilbakelagt veistrekning er likeledes prinsippielt flere vurderingsgrunnlag mulig. Verdivalget kan da hensiktsmessig skje slik at det av tre distansehjul utvelges to hjul, nemlig de hvis måleresultat oppviser den minste innbyrdes forskjell. For korreksjon av distansehjulenes telleimpulser kan så rørledningens sveisesteder prinsippielt anvendes. Utover dette kan også, i den grad dette er mulig, markeringer på geodetisk nøyaktig kjente steder på utsiden av røret utnyttes som såkalte landemerkemarkeringer. De utsendte signaler på disse steder detekteres under rørpiggens forbifart, av en mottager og lagres. Disse markerings-signaler kan da ved utnyttelsen av måleresultatene korrigere distansehjulenes målestrekning.
Ved utførelse av målingene kan eventuelt med fordel bare sådanne måleresultater opptas og viderebearbeides, som mottas innenfor et forut fastlagt tidsintervall etter utsendelse av et målesignal. Derved utestenges slike feil som kan opptre på grunn av flere gangers refleksjon, f. eks. under utførelse av ultralydmålinger. Disse tidsintervaller kan innstilles i samsvar med vedkommende forløps strekning, eventuelt den foreliggende maksimale veggtykkelse. Såvel begynnelsen og slutten som tidsintervallet med hensyn til signalets forløpetid og den løpetid som tilsvarer veggtykkelsen, kan innstilles hver for seg. Derved forhindres at f. eks. en andre bakveggrefleksjon opptas for signalvurdering. Signalutestengningen innstilles forut for rørpiggens gjennomløp, slik at det samlede forventede tykkelsesområde for rørledningens vegg dekkes.
I tillegg eller alternativt kan et lavfrekvent elektromagnetisk vekselfelt føres inn i rørled-ningen, idet avstanden til innføringsstedet detekteres med hensyn til amplitude og måles med hensyn til faseforskyvning. Ved denne såkalte fjernfeltsvirvelstrømsprosess blir det lavfrekvente sinusformede elektromagnetiske vekselfelt frembragt av eksiteringsspolen ved en frekvens i området fra 50 til 500 Hz, ledet frem over rørledningsveggen og detektert av sensorer som befinner seg i gitt avstand langs veggen, særlig i aksial avstand fra eksiteringsspolen. På denne måte blir en følsom feilpåvisning mulig ved måling av faseforskyvningen mellom senderspolens sinussignal og det sinussignal som mottas av følerne. Denne angitte fremgangsmåte er særlig anvendelig for påvisning av hulltæring, men også for å fastlegge hulldannelser. Videre er også påvisning av naturlig korrosjon og også sveisetråder, mulig med høy følsomhet, ikke bare på rørveggens innside, men også på dens utside. Som sensorer anvendes fortrinnsvis induksjonsspoler eller Hall-generatorer.
De ovenfor angitte tiltak med hensyn til opptak av måledata fører til at det, på tross av den store innfallende informasjonsmengde, faktisk er mulig ved hjelp av egnede masselagre i gigabyte-området å lagre målinger over en tilstrekkelig veilengde på mer 1000 km.
En annen utførelsesform utmerker seg ved at bare de måleverdier som tilsvarer forskjellen blir lagret, idet det videre kan være ordnet slik at i det tilfelle de måleverdiforskjeller som opptrer, ligger under en forutbestemt verdi, representeres særlig to måleverdier, innbyrdes adskilt i en og samme byte, idet driftsmodus og antallet byter i denne modus angis i en styrebyte. Sluttlagring av mellomlagrede data skjer som regel vesentlig sjeldnere enn mellomlagring. Ved mellomlagring og overføring av bare større datablokker av størrelsesorden megabyte til masselagring, oppnås det at vedkommende data kan lagres vesentlig tettere i masselagerene enn ved en kontinuerlig registrering, og en større datamengde kan således gjøres til gjenstand for opplagring.
For datatolkning er anordningen fortrinnsvis utført slik at defekter i rørledningsveggen opptegnes i samsvar med sin fordeling over veggtykkelsen, idet særlig defekter i forskjellig dybde opptegnes i forskjellige farger.
For å fastslå tverrsnittet av korrosjons- eller hulltæringssteder sørges det i en ytterligere utførelsesform for at flere tverrsnitt av rørveggen blir opptegnet, særlig i områder hvor det foreligger steder med en defekt.
I andre foretrukkede utførelser er anordningen utført slik at målinger og behandling av måleverdiene bare finner sted når den endelige hastighet er oppnådd, idet ingen bearbeiding av målingene utføres under en forut fastlagt hastighetsverdi for rørpiggen.
Ytterligere fordeler og særtrekk ved oppfinnelsesgjenstanden vil fremgå av patentkrav-ene og den etterfølgende beskrivelse, hvor et utførelseseksempel av oppfinnelsesgjenstanden vil bli nærmere beskrevet under henvisning til de vedføyde tegninger, på hvilke:
Fig. 1a viser skjematisk en måleanordning for ultralyd,
Fig. 1b viser en opptegning av avstanden mellom sensor og rørvegg samt den
registrerte veggtykkelse,
Fig. 2a viser skjematisk en virvelstrømmåleanordning,
Fig. 2b viser måleresultatene av en virvelstrømmåling over en undersøkt flate,
Fig. 3a forklarer skjematisk to avbildningstyper,
Fig. 3b viser den resulterende tverrsnittsanvisning,
Fig. 3c viser et måleresultat i form av en plan oversiktsanvisning, og
Fig. 4 viser et blokkskjema av anordningen i henhold til oppfinnelsen.
Måle- og datalagringsinnretningen 1 i henhold til oppfinnelsen er i sin helhet og inntil en ytre koblingskontakt anordnet innenfor hylsteret av en rørpigg, som ved hjelp av trykkforskjell kan drives gjennom en rørledning. Innretningen 1 oppviser et ultralyd-målesystem 2 (fig. 4).
Flere ultralydsensorer 3 er f. eks. på passende måte anordnet fordelt over omfanget av målepiggen. Elektronikkanaler tilordnet sensorene 3 avtastes i multipleks. Et utsendt ultralydsignal mot veggen 4 reflekteres først fra den tilvendte veggflate mot sensoren som et første målesignal 6, som angir sensorens avstand fra veggen, samt videre fra veggens bakside 4 som et ytterligere målesignal, idet løpetidforskjellen utgjør et målesignal 7 som angir veggtykkelsen t (fig. 1). I fig. 1b oppviser så bare målesignalet 1 et avvik fra normal verdi og dermed en reduksjon av veggtykkelsen t på det sted i fig. 1b som er betegnet med "utside", mens det signal 6 som angir sensorens avstand A til rørveggen ikke oppviser noen forandring i dette område. Dette målesignal 6 oppviser imidlertid ved det annet viste korrosjonssted i fig. 1, og som er betegnet med "innside", et avvik som også foreligger i målesignalet 7. Målesignalet 6 angir da her en forandring av avstanden A mellom sensor og rørvegg, og antyder derved at det foreligger en korrosjon på innsiden av rørveggen, mens målesignalet 7 atter angir den samlede veggtykkelse t.
Fig. 2a viser skjematisk anordningen av en eksiteringsspole 3' og dens tilordnede sensorer 3" i en rørledning med rørvegg 4. Fig. 2b viser det oppnådde forsinkelses-signal, dvs. Ohner-forbindelsen mellom eksiteringssignalet og sensorsignalet, hvor toppene 6', 7' angir skadede steder på rørledningens vegg 4. En sådan opptegnings-kurve angir et lengdesnitt gjennom rørveggen (pilen O i fig. 3a), mens kurveskaren angir forandringer i azimutretningen. Fig. 3b viser atter en tverrsnittsfremstilling f. eks. for et ultralydsignal, mens fig. 3c gjengir et flatesnitt tilsvarende pilen O i fig. 3a. Forskjellige
veggtykkelser kan gjengis ved innbyrdes avvikende raster eller fargelegging. Området B kan f. eks. med dyprød farge angi et dypt hull, som er omgitt av et noe avflatet område C med gul farge. Innenfor områdene C, C" foreligger flere enkelt-hull av samme dybde
(gulfarget), mens området D ved blå farge angir forholdsvis flate ujevnheter. Her kan
«i
fine avtrapninger velges f. eks. ved fargelegging. Den normale veggtykkelse angis da med en bakgrunnsfarge. Selve fargeavbildningene kan ikke gjengis her, men bare forklares på den ovenfor angitte måte.
De forskjellige delprosesser som omfatter måling, dataopptak, eventuell datakomprimering, opptegning og styreprosesser utføres ved hjelp av flere prosessorsystemer som er tilordnet hver sin delprosess, nemlig dataopptak- og kompresjonsenhet 8, opptegningsdatamaskin 9 og hovedprosessor 14 (fig. 4). De forskjellige beregningssystemer kommuniserer innbyrdes over databusser eller parallellkoblinger.
Målesystemet 2 etterfølges av en dataopptaksenhet 8, som også kan oppvise en modul for datakomprimering. De opptatte data overføres så til en opptegningsdatamaskin 9, som også omfatter et mellomlager. I dataopptaksenheten 8 kombineres de registrerte måledata med ytterligere data, særlig med hensyn til det sted hvor målepiggen befinner seg og dens vinkelstilling i rørledningen. For dette formål er det anordnet en marker-ingsenhet 11, en vinkelgiverenhet 12 såvel som en enhet 13 for registrering av tilbakelagt veilengde.
For å avlaste dataopptaksenheten overføres disse tilleggsdata i fastlagt takt fra veilengdegiveren 13 over opptegningsdatamaskinen 9 og sammenføres med de øvrige måledata over en dobbeltports-RAM fra datamaskinen 9. Den samlede styring av innretningen i henhold til oppfinnelsen finner sted ved hjelp av en hoveddatamaskin 14.
I undersøkelsesfasen kan hoveddatamaskinen 14 kalle opp de opptatte data fra opptegningsdatamaskinen 9 og anvise disse. Etter avslutning av et gjennomløp for rørpiggen tilkobles magnetbåndet en personlig datamaskin, for avlesning og vurdering av de opptatte data.
Ved hjelp av en teller og tidssignalgiver som taktstyres fra dataopptaksenheten 8, aktiveres f. eks. ultralydgiveren på sådan måte at f. eks. samtlige ultralydpulser på 39 eller 78 us utløses med en innbyrdes tidsavstand på mindre enn 100 us. Sensorene utløses i rekkefølge med en vinkelforskyvning på ca. 175°, således at minst mulig gjensidig påvirkning mellom de enkelte sensorer vil foreligge. Med 64 sensorer fordelt over rørpiggens omkrets og med pulsutløsning hvert 78 ps oppnås en samlet avtast-ningstid over omfanget på 5 millisekunder, således at avstanden mellom to avtastnings-punkter i lengderetningen beløper seg til 5 mm ved en midlere rørpigghastighet på 1 m/sek.
Ved reduksjon av pulsavtastningstiden til 39 ps, kan pulsens veiavstand forkortes til 2,5 mm, således at det ved et avstandsmål på 6 mm i i lengderetningen sikkert oppnås en flatedekkende avtastning. Ved en avtastningsfrekvens på 12,8 kHz (tilsvarende oppkalling hvert 78 ps) oppnås på grunn av de omtalte to reflekterte målesignaler ved henholdsvis fremre og bakre veggflate av rørledningsveggen, en datatakt på 25.600 måleverdier pr. sekund. Ved den angitte rørpigghastighet vil disse data ved f. eks. en 300 km lang rørledning falle innenfor en gjennomløpstid på 83 timer. De reflekterte signalers løpetid digitaliseres ved hjelp av en løpetidsteller, som f. eks. drives med en telletakt på 29,6 MHz, hvorved det for ultralydsystemet oppnås en oppløsning på 0,1 mm i rørledningsveggen samt 0,021 mm i området mellom sensoren og rørveggen. Da lavere oppløsningsverdier vil være tilstrekkelig, kan imidlertid vedkommende data opptegnes med en oppløsning på 0,2 mm veggtykkelse og 0,33 mm i mellomrommet. Det oppnås da ved en digital anvisning på 8 bit for hver måleverdi, en maksimal erkjennbar veggtykkelse på 51 mm og en avstand på 82 mm, hvilket er fullt ut tilstrekkelig.
Av det som er angitt ovenfor fremgår det hvilken høy dataoverføringshastighet og hvilken informasjon som samlet kan oppnås over det ovenfor nevnte, eksempelvis angitte måleforløp.
Pulsfrekvensen og dermed antall sensorer såvel som den samlede avtastningsfrekvens er ved forutbestemt ønsket oppløsning først og fremst fastlagt ved den maksimale dataopptaksevne for sluttlageret, dvs. et masselager, slik som f. eks. et magnetbånd, som kan ligge på 1,6 megabit/sek.
For å redusere den datatakt og informasjonsmengde som frembringes av dataopptaksenheten 8, foretas fortrinnsvis en datakompresjon. Denne oppnås ved ikke å lagre hver målt måleverdi som sådan separat, men ved at det etter måling av en viss måleverdi, spesielt normalverdien av veggavstand og rørledningens veggtykkelse, bare finner sted en opptelling av lignende eller like måleverdier. Lignende eller like verdier betyr at de påfølgende verdier bare kan avvike fra utgangsverdien med en bestemt avviksverdi som kan velges på forhånd, for å kunne telles opp som like eller nærliggende verdier. Bare antallet av like eller nærliggende verdier behøver da å lagres inntil det opptrer en måleverdi som overskrider den forut fastlagte grense.
Antallet like eller nærliggende måleverdier kan da utledes ved at det i et digitalt ord som angir en måleverdi, f. eks. en byte, blir den mest signifikante bit (MSB) for fastleggelse av måleverdien faktisk ikke angitt. Denne kan da fastlegges særskilt når en måleverdi er lik eller ligger nær en forutgående måleverdi. Dette medfører da en annen tolkning av vedkommende ord eller byte ved vurdering av måleresultatene. I bitverdiene av lavere orden opptas da antallet måleverdier som sammenlignet med den sist utførte måling, høyst har forandret seg med en forut gitt verdi. Når en byte benyttes som dataord, kan dessuten i denne utførelsesform høyst 128 måleverdier telles opp som like eller nærliggende. Når det foreligger færre måleverdier, fastlegges ikke den mest signifikante bit i en påfølgende byte, således at denne påfølgende byte atter kan tolkes som måleverdi.
For å kunne avsøke lange rørledninger med et stort antall sensorer på rørpiggen, kan kompresjonsfaktoren forbedres ytterligere. I tillegg benyttes da som arbeidsmodus "differanse mindre enn 16". Hvis differansen tilsvarende måleverdien er mindre enn 16, så kan flere, særlig to måleverdier angis differensiert i en byte. I en styrebyte innføres da denne modus sammen med antallet byter i vedkommende modus.
Ved vurdering av måleresultatene er ved siden av korrosjonsstedenes dybde også deres plassering i rørledningen og utstrekning av interesse. På den annen side drives rørpigg-en gjennom rørledningen ved hjelp av det transporterte medium i denne, nemlig i kraft av trykkforskjellen mellom forsiden og baksiden av piggen, således at dens fremdrifts-hastighet er gjenstand for forandringer. Det foretas da en måling av tilbakelagt veistrekning, idet måledata og den tilbakelagte vei samordnes i forhold til hverandre. For dette formål er det anordnet en veimålerenhet 13 og et distansemålende system som mottar veistrekningspulser fra flere distansehjul. Siden feil kan opptre på grunn av slurevirk-ninger eller frittløpende distansehjul innenfor T-formede grenrørstykker, har det vist seg fordelaktig ved hjelp av flere distansehjul å utlede middelverdien av innbyrdes nærmest-liggende utledede veistrekninger. På denne måte kan feilmålinger nedsettes til et minimum. For kalibrering av veistrekningsmålingene kan elektroniske markeringer være anordnet langs rørledningen eller bli oppstilt under rørpiggens gjennomløp. De utsendte signaler fra disse markeringer detekteres under rørpiggens forbifart av markeringsenheten 11 og tilføres deretter opptegningsdatamaskinen 9.
For entydig fastleggelse av rørpiggens azimutstilling med tanke på lokalisering av korrosjonsforekomster over rørledningens omfang, utnyttes et 360° pendelpotensiometer via en analog/digital-omformer.
Det overordnede hovedsystem 14 overvåker de øvrige elektronikkomponenter, idet dette system programmeres av veistrekningsgiveren 13 i avhengighet av tilbakelagt tilbakelagt veistrekning. Fortrinnsvis er spenningsforsyningen til hovedsystemet uavhengig av forsyningen til de øvrige elektronikkkomponenter, således at dette system kan overvåke spenningsforsyningen til de øvrigre komponenter. For lagring av defekter som opptrer, er det anordnet en ikke-flyktig datalagring.
For å sikre synkroniseringen, dvs. muligheten for å finne igjen de enkelte måledata, særlig i sammenheng med den tilbakelagte veistrekning til måletidspunktet, sammenfattes de overførte data fra markeringsenheten 11, pendelpotensiometeret 12, veistrekningsgiveren 13, såvel som de målte temperaturdata samt data fra målesystemet 2 innenfor rammen av en måleperiode, dvs. de utledede måledata i løpet av en fullstendig avtastningsperiode fra samtlige målepunkter fordelt over rørpiggens omfang med måleverdier for såvel den fremre som den bakre veggflate, til hensiktsmessige datablokker, på en slik måte at de enkelte blokker kan kjennetegnes i forhold til hverandre.
For veiinformasjon utnyttes tre databyter, således at det ved en tilstrekkelig oppløsning på 10 cm f. eks. kan oppnås et omfang på 1.677 km. Uavhengig av om de utledede data komprimeres eller ikke, overføres de fra dataopptaksenheten 8 til opptegningsdatamaskinen 9, idet sammenkoblingen finner sted over en dobbeltports-RAM som grensesnitt mellom dataopptak og opptegning. Etter at vedkommende data er forsynt med et kjennemerke mellomlagres de i et mellomlager på f. eks. 1 megabyte og overføres derfra gjennom direkte lagringstilgang (DMA) i form av overføringsblokker av f.eks. en størrelse på 512 kilobyte til det store masselager, slik som et magnetbånd med 40 gigabiter ved en overføringshastighet på f. eks. 400 kilobit/sek. ved seriell synkron-overføring. Den sistnevnte verdi er utelukkende begrenset av den høyest mulige opptegningstakt for masselageret 17, som ved den anvendte båndopptager beløper seg til ca. 1,6 megabit pr. sekund.
Bortsett fra forbearbeiding av de utledede måledata før den endelige opptegning, blir disse data for hensiktsmessig utnyttelse av magnetbåndets kapasitet, ikke overført kontinuerlig til båndet, men heller i form av sammenstilte datablokker. På grunn av start/stoppdriften oppstår det under tilløps- og avløpsfasene udefinerte dataområder på båndet. En datablokk overført på denne måte er på 512 kilobyte.
Etter målepiggens gjennomløp kan de opplagrede data utnyttes på hensiktsmessig måte. En første utnyttelsesmåte omfatter opptegning av bare sådanne måleverdier hvis bidrag ligger innenfor et forutbestemt størrelsesområde. Med hensyn til ultralydmåling innebær-er da dette at måleverdier anvises, som ligger under en bestemt minste veggtykkelse. I tilfellet av en virvelstrømmetode anvises bare sådanne faseforskyvninger som er større enn en minste faseverdi.
Ved en ytterligere utførlig evalueringsmåte opptegnes på den ene side flatefordelingen av de målte korrosjonssteder på rørets innside, idet forskjellige korrosjonsdybder kan angis med innbyrdes avvikende fargenyanser, mens på den annen side fremvisning av interessante korrosjons- eller sprekkområder angis grafisk og kvantitativt i lengdesnitt.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for påvisning av korrosjon e.l. i rørledninger ved hjelp av ultralyd, idet ultralydsignaler sendes ut under en rørpiggs vandring gjennom en rørledning og løpetidsforskjellen måles mellom signaler som reflekteres fra hhv. innerveggen og ytterveggen, og hvor måleresultater som forsynes med informasjon om veistrekning, lagres og måleresultatene evalueres etter et utført måleforløp,
karakterisert vedat både tiden (A) frem til mottagelse av reflekterte signaler fra rørledningens innside og tiden (A') frem til mottagelse av reflekterte signaler fra rørledningens utside måles syklisk og forskjellen mellom løpetidene (t) bestemmes og at måleresultatene digitaliseres og mellomlagres for til slutt å lagres blokkvis som måledata som komprimeres på en sådan måte at bare etterfølgende måleverdier som avviker fra en forutgående måleverdi bare innenfor et forutbestemt verdiområde, opptelles for å bli registrert og lagret som en funksjon av deres antall.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,
karakterisert vedat i det tilfelle flere målinger utføres over rørpiggens omfang, sammenfattes disse med ytterligere informasjonsdata i en måledatablokk som mellomlagres.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2,
karakterisert vedat den tilbakelagte veistrekning måles flere ganger, og den mest sannsynlige verdi lagres.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3,
karakterisert vedat i tilfellet av tre distansehjul, utvelges de to distansehjul som gir måleresultater som oppviser minst innbyrdes forskjell.
5. Fremgangsmåte som angitt i et av de forutgående krav,
karakterisert vedat bare sådanne måleresultater registreres og videre-behandles, som mottas innenfor et forutbestemt tidsrom etter at et målesignal er utsendt.
6. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 1 - 5,
karakterisert vedat et lavfrekvent, elektromagnetisk vekselfelt induseres i rørveggen og påvises i avstand fra induksjonsstedet for måling av faseforskyvning.
7. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 1-6,
karakterisert vedat bare forskjellen mellom samhørende måleverdier lagres.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 6 eller 7,
karakterisert vedat det gjøres bruk av én bit, og fortrinnsvis den mest signifikante bit, i en digital verdi, særlig en byte, for å identifisere den type informasjon som inneholdes i vedkommende digitale verdi (byte).
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 7,
karakterisert vedat i det tilfelle måleverdiforskjeller ligger under en forutbestemt verdi, representeres flere, og særlig to måleverdier, innbyrdes adskilt i en og samme byte, idet driftsmodus og antallet byter i denne modus angis i en styrebyte.
10. Fremgangsmåte som angitt i et av de forutgående krav,
karakterisert vedat defektene i rørveggen representeres i samsvar med sin fordeling over rørveggen.
11. Fremgangsmåte som angitt i et av de forutgående krav,
karakterisert vedat det, særlig i nærheten av defektene, gjengis tverrsnitt av rørveggen.
12. Fremgangsmåte som angitt i et av de forutgående krav,
karakterisert vedat ingen behandling av målinger finner sted når rørpiggens hastighet er lavere enn en forutbestemt verdi.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19863638936 DE3638936A1 (de) | 1986-11-14 | 1986-11-14 | Verfahren und einrichtung zur detektion von korrosion oder dergleichen |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO874712D0 NO874712D0 (no) | 1987-11-12 |
NO874712L NO874712L (no) | 1988-05-16 |
NO302322B1 true NO302322B1 (no) | 1998-02-16 |
Family
ID=6313945
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO874712A NO302322B1 (no) | 1986-11-14 | 1987-11-12 | Fremgangsmåte for påvisning av korrosjon e.l. i rörledninger ved hjelp av ultralyd |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4909091A (no) |
EP (1) | EP0271670B2 (no) |
JP (1) | JPS63221240A (no) |
CA (1) | CA1303722C (no) |
DE (2) | DE3638936A1 (no) |
NO (1) | NO302322B1 (no) |
Families Citing this family (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5030911A (en) * | 1980-10-19 | 1991-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for displaying defects in tubular members on a two-dimensional map in a variety of display modes |
JPS6450903A (en) * | 1987-08-21 | 1989-02-27 | Nippon Kokan Kk | Measuring apparatus of shape of inside of tube |
US5043663A (en) * | 1989-10-19 | 1991-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for detecting angular defects in a tubular member |
US5175498A (en) * | 1990-03-05 | 1992-12-29 | General Electric Company | Method and apparatus for making spatially correlated eddy current measurements |
JP2693009B2 (ja) * | 1990-03-26 | 1997-12-17 | 大阪瓦斯株式会社 | 金属材探傷装置 |
US5233297A (en) * | 1990-08-06 | 1993-08-03 | Atlantic Richfield Company | Transient electromagnetic method and apparatus for inspecting conductive objects utilizing sensors that move during inspection |
DE4040190C2 (de) * | 1990-12-15 | 1994-08-04 | Kernforschungsz Karlsruhe | Verfahren zur Laufzeitmessung von Ultraschall bei der Impuls-Reflexionsmethode |
DE4141123C1 (no) * | 1991-12-13 | 1993-03-18 | Kernforschungszentrum Karlsruhe Gmbh, 7500 Karlsruhe, De | |
US5392652A (en) * | 1992-04-07 | 1995-02-28 | Lambert, Macgill, Thomas, Inc. | Method and apparatus for inspection of metal objects utilizing variable angle ultrasonic transducer |
US5333502A (en) * | 1992-09-16 | 1994-08-02 | Westinghouse Electric Corp. | Method and apparatus for monitoring the environment of a vessel |
US5473953A (en) * | 1993-07-09 | 1995-12-12 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Device for inspecting vessel surfaces |
US5460046A (en) * | 1994-05-25 | 1995-10-24 | Tdw Delaware, Inc. | Method and apparatus for ultrasonic pipeline inspection |
US5756898A (en) * | 1994-06-27 | 1998-05-26 | Texaco Inc. | Passive acoustic method of measuring the effective internal diameter of a pipe containing flowing fluids |
US5744955A (en) * | 1995-08-02 | 1998-04-28 | Booker; James R. | Apparatus and method of detecting loss of cross-sectional area of magnetic metallic strength members used in conductors such as aluminum conductor steel reinforced (ACSR) conductors |
US5821749A (en) * | 1995-08-02 | 1998-10-13 | Booker; James R. | Reluctance change apparatus and method of detecting loss of cross-sectional area of magnetic metallic strength members used in conductors such as aluminum conductor steel reinforced ("ACSR") conductors |
DE19637819C1 (de) * | 1996-09-17 | 1997-11-27 | Bayerische Motoren Werke Ag | Verfahren zum Überprüfen der Innenwandung eines Rohres |
US6285183B1 (en) * | 1996-09-30 | 2001-09-04 | Mcdonnell Douglas Corporation | Method and system for measuring the volume loss of a metal substrate |
GB9718891D0 (en) * | 1997-09-06 | 1997-11-12 | British Gas Plc | Pipeline inspection device |
US6047241A (en) * | 1997-10-23 | 2000-04-04 | Sparago; Michael T. | Method of selective corrosion rate analysis for a fluid processing plant |
US6564620B1 (en) * | 1998-06-29 | 2003-05-20 | Conditions Incorporated | Visually indicating corrosion sensing |
US6131659A (en) * | 1998-07-15 | 2000-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole well corrosion monitoring apparatus and method |
US6239593B1 (en) * | 1998-09-21 | 2001-05-29 | Southwest Research Institute | Method and system for detecting and characterizing mechanical damage in pipelines using nonlinear harmonics techniques |
US6359434B1 (en) | 1998-09-30 | 2002-03-19 | Hydroscope Cananda Inc. | Method and system for determining pipeline circumferential and non-circumferential wall loss defects in a water pipeline |
US6553322B1 (en) * | 1999-09-29 | 2003-04-22 | Honeywell International Inc. | Apparatus and method for accurate pipeline surveying |
GB0028787D0 (en) * | 2000-11-27 | 2001-01-10 | Dinsley Devices Ltd | Apparatus for the detection and estimation of corrosion damage in the root section of metal lighting columns and similar columns |
US6813949B2 (en) * | 2001-03-21 | 2004-11-09 | Mirant Corporation | Pipeline inspection system |
RU2182331C1 (ru) * | 2001-05-25 | 2002-05-10 | ЗАО "Нефтегазкомплектсервис" | Способ внутритрубной ультразвуковой дефектоскопии |
RU2194274C1 (ru) * | 2001-09-18 | 2002-12-10 | ЗАО "Нефтегазкомплектсервис" | Способ внутритрубного ультразвукового контроля |
RU2188413C1 (ru) * | 2001-10-25 | 2002-08-27 | ЗАО "Нефтегазкомплектсервис" | Устройство для внутритрубной ультразвуковой толщинометрии |
RU2212660C1 (ru) | 2001-12-25 | 2003-09-20 | ЗАО "Нефтегазкомплектсервис" | Способ внутритрубного ультразвукового контроля |
DE10202432A1 (de) | 2002-01-22 | 2003-08-07 | Pii Pipetronix Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zum Untersuchen von Rohrleitungen |
US20030171879A1 (en) * | 2002-03-08 | 2003-09-11 | Pittalwala Shabbir H. | System and method to accomplish pipeline reliability |
GB0209333D0 (en) * | 2002-04-24 | 2002-06-05 | Electrical Testing Ltd | Defect detection device |
DE10220946A1 (de) * | 2002-04-29 | 2003-12-04 | Mannesmann Roehren Werke Ag | Verfahren zur Erfassung von Ungänzen an langgestreckten Werkstücken mittels Ultraschall |
US6745136B2 (en) * | 2002-07-02 | 2004-06-01 | Varco I/P, Inc. | Pipe inspection systems and methods |
NO325153B1 (no) * | 2003-05-05 | 2008-02-11 | Clampon As | Fremgangsmate og system til a registrere strukturforhold i et akustisk ledende materiale ved bruk av krysspeilinger |
WO2005055283A2 (en) * | 2003-11-26 | 2005-06-16 | Acm Research, Inc. | Monitoring an electropolishing process in integrated circuit fabrication |
JP4718857B2 (ja) * | 2005-02-10 | 2011-07-06 | 東京計器株式会社 | レール底部腐食検知装置及びレール底部腐食検知方法 |
US20070230536A1 (en) * | 2006-03-28 | 2007-10-04 | Mtu Aero Engines Gmbh | Method and apparatus for detection of flaws in a metal component |
US7751989B2 (en) * | 2006-11-30 | 2010-07-06 | Fbs, Inc. | Guided wave pipeline inspection system with enhanced focusing capability |
GB2460484B (en) * | 2007-11-16 | 2011-03-23 | Advanced Eng Solutions Ltd | Pipeline condition detecting method and apparatus |
US7719266B1 (en) * | 2008-02-29 | 2010-05-18 | Mehrooz Zamanzadeh | Non-destructive testing apparatus for the detection of corrosion |
US8319494B2 (en) * | 2009-06-26 | 2012-11-27 | Tdw Delaware Inc. | Pipeline inspection tool with double spiral EMAT sensor array |
JP5138713B2 (ja) * | 2010-02-22 | 2013-02-06 | 日立Geニュークリア・エナジー株式会社 | 渦電流検査装置及び渦電流検査方法 |
JP5511716B2 (ja) * | 2011-03-11 | 2014-06-04 | 株式会社日立パワーソリューションズ | 渦電流探傷装置および渦電流探傷方法 |
CN103134855B (zh) * | 2013-01-28 | 2015-08-12 | 张峰 | 地下储气井井壁自动化综合检测***及检测方法 |
JP6230841B2 (ja) * | 2013-07-26 | 2017-11-15 | 旭化成エンジニアリング株式会社 | 肉厚測定装置を用いた配管の減肉評価方法 |
CN116399366B (zh) * | 2023-06-08 | 2023-08-08 | 国机传感科技有限公司 | 一种管道内检测器基于光电传感器的里程测量装置及方法 |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3495546A (en) * | 1967-11-03 | 1970-02-17 | American Mach & Foundry | Speed control device for pipeline inspection apparatus |
US3636778A (en) * | 1970-06-05 | 1972-01-25 | Atomic Energy Commission | Method and means for dimensional inspection of tubing |
US3810384A (en) * | 1971-02-01 | 1974-05-14 | D Evans | Ultrasonic pipeline inspection device |
US3786684A (en) * | 1971-12-27 | 1974-01-22 | Automation Ind Inc | Pipeline inspection pig |
US3899734A (en) * | 1973-05-14 | 1975-08-12 | Vetco Offshore Ind Inc | Magnetic flux leakage inspection method and apparatus including magnetic diodes |
US3967194A (en) * | 1974-03-15 | 1976-06-29 | Vetco Offshore Industries | Method for flaw location in a magnetizable pipeline by use of magnetic markers positioned outside of said pipeline |
US4055990A (en) * | 1975-07-28 | 1977-11-01 | Frederick Victor Topping | Pipeline inspection apparatus |
JPS5243481A (en) * | 1975-10-02 | 1977-04-05 | Sumitomo Metal Ind Ltd | Precision marking device in flaw detection apparatus for pipe bodies |
DE2545370A1 (de) * | 1975-10-10 | 1977-04-21 | Foerster Friedrich Dr | Anordnung zum pruefen der querschweissnaehte eines grosskalibrigen stahlrohres |
JPS53133075A (en) * | 1977-04-26 | 1978-11-20 | Toshiba Corp | Auotmatic ultrasonic flaw detecting apparatus |
US4162635A (en) * | 1978-01-03 | 1979-07-31 | Triad & Associates, Inc. | System for monitoring the condition of a pipeline |
US4292588A (en) * | 1978-12-18 | 1981-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic inspection tool for ferromagnetic casings |
US4229796A (en) * | 1979-02-15 | 1980-10-21 | Westinghouse Electric Corp. | Programmed controller for ultrasonic testing |
JPS55122101A (en) * | 1979-03-14 | 1980-09-19 | Hitachi Ltd | System for displaying location of control rod |
JPS5642137A (en) * | 1979-09-14 | 1981-04-20 | Kobe Steel Ltd | Ultrasonic device for detecting flaw from inside of pipe |
CA1139872A (en) * | 1980-01-11 | 1983-01-18 | Jiri Vrba | Nondestructive system for testing the thickness of boiler tubes in boilers |
DE3109445C2 (de) * | 1981-03-12 | 1985-05-09 | Rheinmetall GmbH, 4000 Düsseldorf | Vorrichtung zum Feststellen und Anzeigen der Lage und Tiefe einer Unebenheit einer Rohrinnenoberfläche |
GB2140561A (en) * | 1983-05-27 | 1984-11-28 | Fulmer Res Inst Ltd | Ultrasonic testing apparatus and a method of ultrasonic testing |
US4646012A (en) * | 1984-01-24 | 1987-02-24 | Westinghouse Electric Corp. | Digital, electromagnetic rod position indicator with precisely controlled transitions between digital states |
US4644336A (en) * | 1984-06-15 | 1987-02-17 | Westinghouse Electric Corp. | Color display of related parameters |
US4597294A (en) * | 1984-06-25 | 1986-07-01 | Westinghouse Electric Corp. | Ultrasonic nondestructive tubing inspection system |
JPS61111462A (ja) * | 1984-11-06 | 1986-05-29 | Nippon Kokan Kk <Nkk> | 配管異常部検出装置 |
DE3530525C2 (de) * | 1985-08-27 | 1994-05-11 | Foerster Inst Dr Friedrich | Vorrichtung zur zerstörungsfreien Werkstoffprüfung |
JPS6283607A (ja) * | 1985-10-09 | 1987-04-17 | Sumitomo Heavy Ind Ltd | 管拡管率自動測定方法 |
DE3626646A1 (de) * | 1986-08-06 | 1988-02-18 | Pipetronix Gmbh | Geraet zum messen und zur zerstoerungsfreien werkstoffpruefung an verlegten rohrleitungen |
-
1986
- 1986-11-14 DE DE19863638936 patent/DE3638936A1/de not_active Withdrawn
-
1987
- 1987-10-22 DE DE8787115493T patent/DE3770784D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1987-10-22 EP EP87115493A patent/EP0271670B2/de not_active Expired - Lifetime
- 1987-11-12 NO NO874712A patent/NO302322B1/no not_active IP Right Cessation
- 1987-11-13 JP JP62285702A patent/JPS63221240A/ja active Pending
- 1987-11-13 US US07/120,551 patent/US4909091A/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-11-16 CA CA000551888A patent/CA1303722C/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPS63221240A (ja) | 1988-09-14 |
EP0271670A1 (de) | 1988-06-22 |
US4909091A (en) | 1990-03-20 |
NO874712D0 (no) | 1987-11-12 |
CA1303722C (en) | 1992-06-16 |
EP0271670B2 (de) | 1995-12-13 |
DE3770784D1 (de) | 1991-07-18 |
DE3638936A1 (de) | 1988-05-26 |
NO874712L (no) | 1988-05-16 |
EP0271670B1 (de) | 1991-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO302322B1 (no) | Fremgangsmåte for påvisning av korrosjon e.l. i rörledninger ved hjelp av ultralyd | |
US4703427A (en) | Method for evaluating the quality of cement surrounding the casing of a borehole | |
US3930404A (en) | Inside diameter, outside diameter and wall tube gage | |
US7401518B2 (en) | Method for inspection of metal tubular goods | |
US5164548A (en) | Method and apparatus for ultrasonic scanning of a borehole having improved sensor array and timing circuit | |
NO321107B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for a fastsette tykkelsen til en borehullsfôring | |
EP1604096B1 (en) | Method for determining a position of an object | |
NO764362L (no) | ||
NO176626B (no) | Loggefremgangsmåte og apparat for akustisk inspeksjon av borehull med foringsrör | |
US4475399A (en) | Apparatus for ultrasonic testing of tubular goods | |
GB2088059A (en) | Pig monitors internal surface of pipeline | |
CA1208291A (en) | Method and apparatus for detecting flaws in tubular metallic members | |
US4495605A (en) | Method for determining the dip angle of geological formations traversed by a borehole | |
US6816435B2 (en) | Method for estimating the position of a drill | |
CA1189944A (en) | Well logging device | |
US5397985A (en) | Method for the imaging of casing morphology by twice integrating magnetic flux density signals | |
US4845616A (en) | Method for extracting acoustic velocities in a well borehole | |
US4628737A (en) | Method and device for locating and characterizing flaws in a known, submerged metal structure | |
NO157197B (no) | Fremgangsmaate og apparat for aa bestemme kvaliteten av sementeringen rundt et foringsroer. | |
US4759221A (en) | Apparatus for the determination of surface cracks | |
US5717142A (en) | Ultrasound image freezing apparatus and method for animal backfat measuring instruments | |
US5018113A (en) | Damage location system for a tanker ship | |
US4575829A (en) | Method and apparatus for sound level determination | |
JP2609647B2 (ja) | 超音波探傷装置 | |
CA2157824C (en) | Sonic well logging tool for radially scanning cementing conditions in cased wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |