Способ оценки объема отложений в трубопроводе



Способ оценки объема отложений в трубопроводе
Способ оценки объема отложений в трубопроводе

Владельцы патента RU 2601348:

Зейгман Юрий Вениаминович (RU)
Денисламов Ильдар Зафирович (RU)
Исаев Ильфир Зуфарович (RU)

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их дальнейшей транспортировке по трубопроводной системе нефтесбора на территории нефтедобывающего предприятия. Техническим результатом является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме, на внутренние поверхности наземного трубопровода, а также оценки распределения этого объема отложений по длине исследуемого трубопровода. Объем отложений на осложненном участке нефтепровода определяется путем запуска в трубопровод разделителя жидкости с изменяющейся геометрией тела в местах сужений трубопровода. Разделитель по изобретению используется в качестве местного сопротивления, в зоне которого потери давления на трение будут тем большими, чем меньшим будет проходное сечение в трубопроводе. В начале и конце исследуемого трубопровода устанавливают два манометра для постоянной фиксации давления во время движения разделителя по трубопроводу. Закачку жидкости после разделителя ведут с постоянным расходом, благодаря этому по полученным временным характеристикам давлений с двух манометров можно определить не только объем отложений, но и их распределение по длине трубопровода. Объем отложений в трубопроводе находят по математической формуле, основанной на времени прохождения разделителя жидкости от первого манометра ко второму манометру. В свою очередь эти два хронологических времени определяются по скачку давления в сторону повышения из-за того, что разделитель несет функцию местного сопротивления подвижного характера. 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их транспортировке по внутрипромысловым трубопроводам системы нефтесбора нефтегазодобывающих компаний.

Эксплуатация месторождений нефти со значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена тем, что со временем некоторые участки трубопроводов заполняется отложениями, состоящими, как правило, из тяжелых компонент нефти с определенной долей механических примесей, неорганических солей и воды. Отложения сужают проходное сечение нефтепроводов и, в конечном счете, снижают их производительность по движению жидкости.

Для продления безаварийной и эффективной эксплуатации таких участков необходимо периодически их диагностировать на содержание отложений. По результатам таких исследований трубопроводы со значительным объемом АСПО необходимо промывать растворителем по приемлемой технологии.

Известен способ определения объема отложений в газопроводах, основанный на присоединении к проблемному участку байпасной линии со счетчиком газа и снятия показаний с дифманометра (источник: стр. 405-406 тезисы доклада Султанов Р.Г, Мухаметшин С.М. в сборнике тезисов конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2012. - 496 с. Реализация способа предназначена только для газопроводов и не дает информацию по распределению отложений в трубопроводе.

В наземных трубопроводах систем сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды объем отложений определяется как разница между внутренним объемом чистого трубопровода и трубопровода с отложениями. Последний параметр находится путем заполнения полости трубопровода фиксированным объемом жидкости повышенной плотности с использованием разделителя жидкостей для трубопровода по патенту РФ №2324552 (опубл. 20.05.08, бюл. №14). Способ не предоставляет информацию по распределению отложений по длине проблемного участка трубопровода.

Технической задачей заявляемого изобретения является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренние поверхности наземного трубопровода, а также оценки распределения этого объема отложений по длине исследуемого трубопровода.

Техническая задача по изобретению реализуется тем, что в способе оценки объема отложений в трубопроводе, заключающегося в организации движения по трубопроводу разделителя жидкостей, способного адаптироваться к сужениям в трубопроводе, после введения разделителя в начальный участок трубопровода закачку жидкости ведут с постоянным расходом и в постоянном временном режиме фиксируют давление в начале и в конце трубопровода по размещенным в этих точках манометрам (датчикам давления), о распределении отложений по длине трубопровода судят по скачкам давления в ту или иную сторону по манометру в начальной точке трубопровода, а объем отложений считают по формуле:

где Vотл - объем отложений на внутренней поверхности трубопровода;

- длина трубопровода между двумя (манометрами) датчиками давления;

D - внутренний диаметр чистого трубопровода;

Q - расход жидкости по трубопроводу, поддерживается постоянной величиной во время оценки объема отложений;

t1 - хронологическое время первого увеличения давления в зоне манометра, установленного в начале трубопровода по причине прохождения разделителя жидкостей;

t2 - хронологическое время повышения давления в зоне манометра, установленного в конце трубопровода по причине прохождения разделителя жидкостей.

По изобретению предлагается наблюдать за движением трубопроводной жидкости с помощью такой ее характеристики, как давление. Разделитель жидкости по изобретению рассматривается как местное сопротивление, причем имеющее подвижное состояние. Из постулатов гидравлики мы знаем, что при движении жидкости по трубопроводу потери давления (напора) на трение зависят и от местного сопротивления тоже, которое определяется по известной формуле:

или

где υ - средняя скорость движения в сечении потока за местным сопротивлением;

ρ - плотность жидкости (постоянная величина).

ξ - коэффициент местного сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса, формы местного сопротивления и шероховатости (источник информации: стр. 58 книги - Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учебник для вузов. - Стереотипное издание. Перепечатка со второго издания 1979. - М.: Альянс, 2014. - 320 с.).

В зоне сужения трубопровода из-за отложения оба параметра в формуле 2: и ξ, и υ растут, поэтому растет и потеря давления на трение, это в свою очередь приводит к повышению давления в начале трубопровода при обеспечении насосом постоянства расхода перекачиваемой жидкости.

В качестве разделителя жидкостей можно использовать магнитогелевый состав, известный по книге (стр. 54): Физико-химический состав при подготовке нефти, газа и воды в промысловых условиях: учеб. пособие / В.В. Шайдаков, О.Ю. Полетаева, К.В. Чернова, Н.М. Катрич. - Уфа: ООО «Монография», 2012. - 164 с. или по патенту РФ на изобретение №2324552 (опубл. 20.05.2008). Магнитогелевый состав удобен тем, что его можно запустить в осложненный участок трубопровода и не заботиться о его дальнейшем извлечении, а вот разделитель по патенту на изобретение №2324552 после его прохождения, осложненного отложениями участка, необходимо извлечь на специальном приемном устройстве.

Схема трубопроводного оборудования для реализации предложенного способа приведена на фиг. 1, где 1 - исследуемый участок трубопровода, 2 - участок с отложениями и сужением проходного сечения, 3 - манометр (датчик давления) на входе в трубопровод, 4 - манометр (датчик давления) на конце трубопровода, 5 - разделитель жидкости в роли местного сопротивления, 6 - передвижной насос для перекачки жидкости, 7 - закрытая задвижка.

По условиям изобретения давление P1 в зоне манометра 3 можно записать как сумму трех давлений:

где P1 - давление по манометру в начале трубопровода;

Р2 - давление по манометру в конце трубопровода;

- потеря давления на трение на участке между двумя манометрами при отсутствии в трубопроводе разделителя жидкости (определяется по формуле Дарси-Вейсбаха);

- дополнительная потеря давления на трение в зоне движения разделителя жидкости (определяется как местное сопротивление по формуле 2).

Используя формулу 3, построим графики изменения давлений P1 и Р2 во времени (фиг. 2), поэтапно рассматривая движение разделителя от первого манометра ко второму:

1. Разделитель жидкости вводится в исследуемый трубопровод на участке, который находится между задвижкой 7 и манометром 3.

2. Передвижной насос 6 ведет закачку жидкости в трубопровод с постоянным расходом во время всего периода измерений.

3. После прохождения разделителем 5 манометра 3 давление P1 (фиксируется манометром 3) вырастет на величину из-за появления местного сопротивления в виде разделителя после манометра. По этому первому скачку давления определяется хронологическое время t1.

4. При вхождении разделителя в зону А (умеренные отложения) давление вырастет еще на определенную величину, так как в формуле 1 увеличится параметр ξ из-за вытягивания разделителя по длине суженного трубопровода и естественного роста силы трения, направленного против движения разделителя.

5. В зоне В трубопровод сужается еще значительнее, вследствие чего давление P1 при вхождении в зону В разделителя вырастет еще на определенную величину из-за роста давления .

6. В зоне С толщина отложений уменьшается, благодаря этому нахождение в этой зоне разделителя ведет уже к меньшей потере давления на преодоление сил трения, и суммарное давление P1 снижается.

7. После выхода разделителя из зоны отложений давление P1 вновь уменьшится и далее - в зоне чистого трубопровода - не будет меняться.

До тех пор пока разделитель 5 не достигнет манометра в конце трубопровода его давление Р2 можно выразить исходя из формулы 3:

Составные части в равенстве 4: P1 и одновременно растут или уменьшаются на одну и ту же величину, поэтому давление Р2 является величиной постоянной до момента прихода разделителя жидкостей. Как только разделитель перейдет зону манометра 4, давление Р2 незначительно поднимется и при движении разделителя в чистом от отложений трубопроводе будет оставаться неизменным на одном уровне. Согласно формуле изобретения по этому росту давления Р2 будет определяться хронологическое время t2.

Таким образом, с помощью показаний двух манометров фиксируют время прохождения Δt по исследуемому участку трубопровода разделителя жидкости: Δt=t2-t1.

Отметим, что графики изменения давлений Р1 и Р2 (фиг. 2) во времени условно привязаны к местоположению манометров 3 и 4, а также к зонам отложений А, В и С (фиг. 1). Это сделано для более удобного восприятия изменений этих давлений при прохождении разделителем указанных ключевых зон.

По изобретению предложено изучать степень сужения проходного сечения трубопровода с помощью воздействия на отложения разделителем жидкости, фиксируя при этом ответную реакцию такого соприкосновения в виде повышения или уменьшения давления между насосом и разделителем.

На наш взгляд, предложенные технические мероприятия обладают новизной, а в совокупности существенно отличаются от известных технических и технологических решений.

Способ определения объема отложений в трубопроводе, заключающийся в организации движения по трубопроводу разделителя жидкостей, способного адаптироваться к сужениям в трубопроводе, отличающийся тем, что после введения разделителя в начальный участок трубопровода закачку жидкости ведут с постоянным расходом и в постоянном временном режиме фиксируют давление в начале и в конце трубопровода по размещенным в этих точках манометрам (датчикам давления), о распределении отложений по длине трубопровода судят по скачкам давления в ту или иную сторону по манометру в начальной точке трубопровода, а объем отложений считают по формуле:

где:
Vотл - объем отложений на внутренней поверхности трубопровода;
ℓ - длина трубопровода между двумя манометрами (датчиками давления);
D - внутренний диаметр чистого трубопровода;
Q - расход жидкости по трубопроводу, поддерживается постоянной величиной во время оценки объема отложений;
t1 - хронологическое время первого увеличения давления в зоне манометра, установленного в начале трубопровода по причине прохождения разделителя жидкостей;
t2 - хронологическое время повышения давления в зоне манометра, установленного в конце трубопровода по причине прохождения разделителя жидкостей.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам для исследований в скважине. Техническим результатом является повышение точности измерений в процессе бурения.

Изобретение относится к средствам оценки данных с датчиков, касающихся ремонта углеводородных скважин. Техническим результатом является улучшение операций по оценки того, надлежащим ли образом закончились операции, и улучшения безопасности персонала установки для ремонта, что в целом служит для улучшения работы установки для ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Изобретение относится к обнаружению местоположений границ пластов на основании измерений удельного сопротивления на нескольких глубинах размещения инструмента в стволе скважины.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к способам мониторинга состояния телемеханизированных добывающих и паронагнетательных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи сверхвязкой нефти (СВН).

Изобретение относится к области вычислительной техники, применяемой в нефтяной промышленности, а именно, к информационным системам автоматизации управления нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти.

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород. Для определения характеристик газонефтяной переходной зоны берут по меньшей мере по одной пробе из газовой части и из нефтяной части залежи. Измеряют пластовые температуру и давление в местах взятия проб пластовых флюидов и определяют плотности и составы взятых проб. Полученные плотности, составы и измеренные значения давления и температуры используют для настройки уравнения состояния углеводородных смесей. Измеряют пористость, водонасыщенность и общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины. По измеренным значениям пористости и водонасыщенности породы вычисляют объем углеводородных фаз, а по измеренным значениям общего водородсодержания насыщенной породы определяют водородсодержание углеводородных фаз. Используя уравнение состояния углеводородных смесей, вычисляют плотность и состав углеводородных фаз вдоль скважины. По вычисленным значениям плотности и составу углеводородных фаз вдоль скважины определяют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины. На основе определенного удельного водородсодержания, водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости определяют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин. В способе подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений проводят геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений. В качестве метода геофизических исследований используют метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти. Помимо метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа при обсчете полученных данных дополнительно используют данные прочих методов геофизических исследований. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин. Техническим результатом является увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции. Предложено устройство для передачи информации при бурении, содержащее блок питания, соединенный с источником высоковольтных импульсов, диэлектрическую вставку, управляемый коммутатор, выход которого соединен с колонной бурильных труб. При этом в устройство дополнительно введен модулятор колебаний, установленный на забое скважины, выполненный в виде струйного генератора, выходное сопло которого соединено с сильфоном, который связан с управляемым коммутатором, один выход которого соединен с турбобуром на забое скважины, а второй - с колонной бурильных труб. Кроме того, устройство содержит резистор, заградительный фильтр, приемное устройство, установленные на устье скважины, причем резистор соединен с выходом блока питания, второй выход которого соединен с заземлителем, заградительный фильтр соединен параллельно с резистором, а вход приемного устройства соединен с выходом заградительного фильтра. 1 ил.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов. В способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м). Далее проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие. Затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины. Также заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q1 (м3/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр. (м), плотности бурового раствора ρб. р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re. После чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2 и определяют модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с). Затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с). 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к способам мониторинга состояния телемеханизированных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи нефти. Техническим результатом является появление конкретного способа контроля функционирования нефтепромысловых объектов и погружного оборудования по данным телеметрии на месторождениях добычи нефти. Способ контроля состояний телемеханизированных нефтепромысловых объектов с помощью нейросетевого анализа, заключается в подготовке данных из архива в виде n-размерных векторов состояний скважин, формировании карты Кохонена, формировании выборки данных из архива базы в виде n-размерных векторов состояний скважин. Алгоритм нейросетевого анализа использует зависимый параметр, вычисляются прогнозные значения зависимого параметра, вычисляется разница между расчетным и замеренным значениями зависимого параметра. Результаты работы алгоритма представляются в виде совместного графика двух переменных: средней дистанции между векторами входных параметров и вектором модели для каждой скважины и разницы между значениями расчетного и замеренного значения зависимого параметра для каждой скважины. 3 ил.

Изобретение относится к вибрационной технике и может быть использовано для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты. Техническим результатом является повышение помехоустойчивости и обеспечение одинаковой чувствительности датчиков. Устройство содержит датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленные на объекте и подключенные выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре. Датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметной и опорной волоконными катушками которых расположены инерционные массы, подвижные соответственно вдоль вертикальной и горизонтальной осей, контактирующие с предметной и опорной катушками, механически связанные с исследуемым объектом, при этом обрабатывающая и регистрирующая аппаратура выполнена в виде компьютера. При этом предметные и опорные катушки интерферометров намотаны с натягом на боковые поверхности упругих цилиндров, соприкасающихся своими основаниями с основаниями соответствующих инерционных масс, выполненных также в виде цилиндров того же диаметра, что и упругие цилиндры, а волоконно-оптические интерферометры Цендера-Маха выполнены с одним источником когерентного излучения. 4 ил.

Изобретение относится к определению области распространения, размеров и геометрии трещин и систем трещин, образовавшихся в результате гидроразрыва пласта, конкретно относится к способу и устройству для создания микросейсмических событий внутри трещин и систем трещин. Технический результат заключается в повышении точности и безопасности определения размеров и геометрии трещин гидроразрыва. Способ картирования трещин в пределах углеводородсодержащей зоны подземного пласта, через которую проходит скважина в первом варианте содержит закачивание группы частиц центров присоединения в трещины подземного пласта. Выборочное присоединение первых реакционноспособных частиц к частицам центров присоединения. Закачивание группы первых реакционноспособных частиц в трещины. Закачивание группы вторых реакционноспособных частиц в трещины после закачивания первых реакционноспособных частиц. Вызывание в трещинах группы реакций с участием группы первых и вторых реакционноспособных частиц. Создание группы микросейсмических событий в результате реакций. Во втором варианте способ содержит закачивание группы первых реакционноспособных частиц в трещины зоны подземного пласта, закачивание группы вторых реакционноспособных частиц в трещину после закачивания первых реакционноспособных частиц. Избирательное присоединение вторых реакционноспособных частиц к первым реакционноспособным частицам. Вызывание в трещинах группы реакций с участием группы первых и вторых реакционноспособных частиц и создание группы микросейсмических событий в результате реакций. В третьем варианте способ содержит закачивание группы реакционноспособных частиц в трещины зоны подземного пласта. Причем каждая реакционноспособная частица содержит по меньшей мере два материала, изначально разделенные перегородкой. Удаление перегородки и создание группы микросейсмических событий в местах расположения в трещинах реакционноспособных частиц посредством реакции между по меньшей мере двумя материалами. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 20 ил.

Изобретение относится к способам определения относительной плотности нефтяных масляных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Способ определения относительной плотности нефтяных масляных фракций путем определения ее цветовых характеристик, координат красного, зеленого и синего цвета. При этом координаты цвета RsRGB, GsRGB и BsRGB нефтяной масляной фракции определяются в колориметрической системе sRGB в растровом графическом редакторе по фотоизображению нефтяной масляной фракции, которое регистрируется с дневным светом в качестве источника излучения, путем помещения нефтяной масляной фракции в прозрачную кювету. При этом относительная плотность рассчитывается по формуле: где - относительная плотность нефтяной масляной фракции (при стандартной температуре образца 15°C и температуре воды 4°C), RsRGB, GsRGB, BsRGB - координаты соответственно красного, зеленого и синего цвета в колориметрической системе sRGB, определяемые по фотоизображению нефтяной масляной фракции. Техническим результатом является упрощение и повышение производительности способа определения относительной плотности ρ 4 15 (при температуре образца 15°С и температуре воды 4°С) нефтяных масляных фракций первичной переработки нефти. 1 табл.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы. Компьютерная система на мобильной буровой установке принимает через сеть запрос на данные, относящиеся к углеводородной скважине, из компьютерной системы, расположенной в первом операционном центре, работающем в режиме реального времени (ОЦРРВ). Компьютерная система буровой установки ранее через сеть передала запрошенные данные второй компьютерной системе ОЦРРВ. Компьютерная система буровой установки определяет, что первая и вторая компьютерные системы ОЦРРВ соединены сетью, пропускная способность которой больше, чем у сети, соединяющей компьютерную систему буровой установки с первой компьютерной системой ОЦРРВ. Компьютерная система буровой установки отвечает первой компьютерной системе ОЦРРВ тем, что перенаправляет первую компьютерную систему ОЦРРВ во вторую компьютерную систему ОЦРРВ, а не отправляет данные, относящиеся к углеводородной скважине, первой компьютерной системе ОЦРРВ. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для получения информации о таянии ледника и температуре в его толще. Устройство содержит термокосу из датчиков температуры, расположенных на известном равном друг от друга расстоянии, и которые последовательно соединены между собой гибким кабелем. При этом датчики температуры и соединяющие их кабели размещены в защитном корпусе, который выполнен из полимерной оболочки, а верхний датчик температуры подключен к устройству считывания, хранения, обработки и отображения данных. Новым является то, что каждые n датчиков температуры объединены в жесткие сегменты, которые расположены друг от друга на известном одинаковом расстоянии, обеспечивающем равное расстояние между датчиками температуры. Причем жесткие сегменты связаны между собой гибкими соединениями таким образом, чтобы по мере таяния льда выступающие над поверхностью сегменты устройства складывались под действием силы тяжести. Для считывания, хранения, обработки и отображения полученных данных используют контроллер. Дополнительно устройство оборудовано приемником сигнала спутникового позиционирования для изучения движения ледника. Технический результат – расширение функциональных возможностей устройства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-11-10 2016-11-09T21:56:10
Наверх