Ультразвуковой контроль коррозии
Использование: для обнаружения коррозии в трубе или контейнере. Сущность изобретения заключается в том, что измерение толщины стенки трубы или контейнера выполняют одним или несколькими ультразвуковыми эхо-импульсными устройствами, причем осуществляют следующие стадии: (i) прием сигналов, указывающих данные развертки типа А, из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств, причем данные развертки типа А содержат несколько спектров развертки типа А; (ii) определение, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки; (iii) анализ спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение; (iv) определение исправления для применения к данным на основании одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А, определенных на стадии (iii); (v) корректировка по меньшей мере одного сигнала, имеющего искаженную форму, для решения характеристик формы сигнала на основании определенного исправления для получения измененных спектров развертки типа А; (vi) определение результатов измерения толщины стенки на основании измененных спектров развертки типа А; и (vii) определение степени, в которой стенка корродирована, на основании результатов измерения толщины, определенных на стадии (vi), и дополнительных результатов измерения толщины, определенных по спектрам развертки типа А, причем стадия (ii) включает в себя определение, являются или не являются одна или несколько спектральных характеристик спектров развертки типа А выбросами, и значение определяют как выброс, если (Yi-Ymedian)>3IQR, где Yi - указанное значение, Ymedian - медианное значение группы значений, и IQR - интерквартильный размах группы значений. Технический результат: повышение точности и надежности измерения толщины стенки трубы или контейнера. 5 н. и 32 з.п. ф-лы, 24 ил.
Область техники, к которой относится настоящее изобретение
Настоящее изобретение относится к способу обнаружения коррозии в трубе или контейнере с помощью одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств путем определения толщины стенки указанной трубы или контейнера. Настоящее изобретение относится также к устройству и энергонезависимому компьютерному программному продукту для осуществления указанного способа.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретения
Коррозия труб, складских контейнеров и других емкостей - это обычная проблема в нефтегазовой отрасли. С серьезными проблемами коррозии сталкиваются трубопроводы для транспортировки нефти и природного газа, нефтеперерабатывающие и нефтехимические заводы. Обычными причинами коррозии труб и емкостей в нефтегазовой отрасли являются вода, оксид углерода (СО2) и сульфид водорода (H2S), которые могут в малых количествах присутствовать в этих углеводородах. Усугублять коррозию может и микробиологическая активность.
Обычным способом определения степени коррозии для стенки трубы или контейнера является определение толщины указанной стенки. Более высокая степень коррозии будет означать, что часть стенки тоньше, в то время как более на низкую степень коррозии будет указывать более толстая часть стенки, поскольку коррозии подверглось меньше металла.
Обычным способом определения толщины стенки как показателя степени коррозии является использование ультразвукового прибора измерения толщины, такого как ультразвуковой эхо-импульсный дефектоскоп с углом ввода 0 градусов. Эти приборы используются при оценках в процессе эксплуатации, требующих точных значений. Кроме того, после этого существует необходимость контролировать уменьшение остаточной толщины, которое может происходить между повторными проверками, обычно проводимыми с интервалами в несколько лет. Поскольку скорости коррозии обычно составляют малую долю миллиметра в год, для измерения этих скоростей коррозии с любой надежностью необходимы высокая точность измерений и повторяемость, даже если повторные проверки разделены многими годами.
Существует много типов ультразвуковых методов контроля коррозии: от простых ручных приборов для измерения точечной коррозии до сложных систем контроля, картирования и скрининга коррозии. Основной принцип этих методов заключается в определении времени пролета или прохождения ультразвукового импульса по ультразвуковому сигналу, представленному на развертке типа А. Методы ультразвуковых измерений толщины для определения коррозии в стенках труб и емкостей в нефтегазовой отрасли описаны в различных международных стандартах, таких как ASTM Е797/Е797М-1G и EN14127:2011. Толщина (Т) при измерении ультразвуковым эхо-импульсным способом рассчитывается как произведение скорости звука в материале и половины времени прохождения (в обе стороны) через материал по следующей формуле:
T=Vt/2, где Т - толщина; V - скорость; и t - время прохождения.
Ультразвуковой эхо-импульсный прибор измеряет время прохождения ультразвукового импульса через деталь. На фиг. 18 представлена схема, на которой показано, как из спектра развертки типа А с формой сигнала высокого качества получают время пролета.
Ультразвуковые эхо-импульсные приборы измеряют время прохождения по ультразвуковому сигналу, представленному на развертке типа А. Надежность измерения толщины стенки непосредственно зависит от качества формы сигнала на этой А-развертке. Качество формы сигнала может определяться определенными атрибутами сигнала с формой волны, такими как амплитуда, отношение сигнал/шум, искажение, временной сдвиг и спектральное содержание. Если качество формы сигнала низкое или неадекватное, обработка времени пролета может быть затруднена. Вследствие чего контрольный прибор/система контроля может выдавать неинтуитивные или даже вводящие в заблуждение результаты измерения толщины, что в свою очередь означает, что степень коррозии стенки трудно контролировать.
В уровне техники предприняты разные попытки решить или уменьшить проблемы, связанные со спектрами развертки типа А формы сигнала низкого или неадекватного качества. Многие из этих попыток включают в себя использование алгоритмов в попытке обработки сигнала с формой волны низкого качества, чтобы попытаться повысить качество формы сигнала с тем, чтобы можно было получить надежный результат измерения толщины.
В документе US 5497661 раскрыты цифровая фильтрация и параметризация отраженных ультразвуковых импульсов, причем для каждого отраженного импульса время и амплитуда обнаруживаются для максимума и для случая, когда цифровое пороговое значение превышено или не достигнуто.
В документе US 201/0109677 раскрыт способ определения толщины предмета, предусматривающий применение алгоритма идентификации сигнала к по меньшей мере одной паре пиков максимальной амплитуды в серии оцифрованных принятых ультразвуковых эхосигналов; интерполяцию по меньшей мере одного из пиков максимальной амплитуды в серии оцифрованных принятых эхосигналов; измерение продолжительности времени между по меньшей мере одной парой пиков максимальной амплитуды; и определение толщины предмета на основании указанной продолжительности времени.
В документе US 2012/0226159 раскрыт способ обработки ультразвуковых сигналов, предусматривающий восстановление принятого ультразвукового сигнала методом обращения свертки для получения отфильтрованного сигнала; определение параметров авторегрессионной экстраполяции на основании частотно-амплитудных флуктуаций отфильтрованного сигнала в частотном диапазоне, в котором соответствующий опорный сигнал имеет высокое отношение сигнал/шум; и выполнение авторегрессионной спектральной экстраполяции отфильтрованного сигнала с использованием параметров авторегрессионной экстраполяции для получения усиленного ультразвукового сигнала.
Несмотря на наличие методов обработки сигналов для ультразвуковых измерений толщины, таких как рассмотренные выше, по-прежнему существует необходимость в усовершенствованных способах обработки ультразвуковых измерений толщины при низком качестве формы сигнала для повышения точности и надежности измерений толщины для определения коррозии.
Краткое раскрытие настоящего изобретения
Аспекты настоящего изобретения изложены в прилагаемой формуле изобретения.
В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения предлагаются инструменты и способы интерактивного анализа данных, способных обрабатывать сигналы с формой волны низкого качества, чтобы можно было получить более точные и более надежные результаты измерения толщины. Это может позволить улучшить контроль коррозии в стенках, таких как стенки трубопроводов и емкостей, используемых в нефтегазовой отрасли.
В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения предлагается способ обнаружения коррозии в трубе или контейнере, причем указанный способ предусматривает измерение толщины стенки трубы или контейнера одним или несколькими ультразвуковыми эхо-импульсными устройствами, причем указанный способ предусматривает следующие стадии:
(i) прием сигналов, указывающих данные развертки типа А, из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств, причем данные развертки типа А содержат несколько спектров развертки типа А;
(ii) определение, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки;
(iii) анализ спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение;
(iv) решение характеристик формы сигнала на основании определенных спектральных характеристик, вызывающих искажение формы сигнала, для получения измененных спектров развертки типа А;
(v) определение результатов измерения толщины стенки на основании измененных спектров развертки типа А; и
(vi) определение степени, в которой стенка корродирована, на основании результатов измерения толщины, определенных на стадии (v), и дополнительных результатов измерения толщины, определенных по спектрам развертки типа А.
В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения предлагается способ обнаружения коррозии в трубе или контейнере для использования с ультразвуковыми данными, полученными из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств, предусматривающий:
прием сигналов, указывающих ультразвуковые данные, причем ультразвуковые данные содержат по меньшей мере одну форму сигнала;
определение, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала;
в ответ на определение, что принятые сигналы содержат ультразвуковые данные, содержащие по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, определение исправления для внесения в данные на основании характеристики определенного по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала для решения или исправления по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала и получения результата измерения толщины по указанным решенным или исправленным данным.
В соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения предлагается устройство, выполненное с возможностью осуществления способа обнаружения коррозии в трубе или контейнере, причем указанный способ предусматривает измерение толщины стенки трубы или контейнера одним или несколькими ультразвуковыми эхо-импульсными устройствами, причем устройство выполнено с возможностью:
(i) приема сигналов, указывающих данные развертки типа А, из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств, причем данные развертки типа А содержат несколько спектров развертки типа А;
(ii) определения, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки;
(iii) анализа спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение;
(iv) решения характеристик формы сигнала на основании определенных спектральных характеристик, вызывающих искажение формы сигнала, для получения нескольких решенных спектров развертки типа А;
(v) определения результатов измерения толщины стенки на основании нескольких решенных спектров развертки типа А; и
(vi) определения степени, в которой стенка корродирована, на основании результатов измерения толщины, определенных на стадии (v), и дополнительных результатов измерения толщины, определенных по спектрам развертки типа А.
В соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения предлагается устройство, выполненное с возможностью осуществления способа в соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения.
В соответствии с пятым аспектом настоящего изобретения предлагается энергонезависимый компьютерный программный продукт, содержащий программные команды, предназначенные для осуществления способа в соответствии с первым или вторым аспектами настоящего изобретения.
Краткое описание фигур
Далее приводится описание вариантов осуществления исключительно как пример и со ссылками на прилагаемые фигуры, где:
на фиг. 1 представлен скриншот с графического пользовательского интерфейса (ГПИ) инструментального средства программного обеспечения, реализующего предлагаемые способы; в этом случае пользователю предоставляется выбор между режимом анализа данных из одного преобразователя и режимом анализа данных из нескольких преобразователей;
на фиг. 2 (а) представлен график, на котором показаны различные результаты измерения толщины, полученные в течение продолжительного периода, с идентифицированными выбросами, и выбросы, у которых развертка типа А выброса может анализироваться. На фиг. 2 (b) представлена иллюстративная развертка типа А выпадающего результата измерения толщины из графика на фиг. 2 (а);
на фиг. 3 (а) и 3 (b) представлены скриншоты с ГПИ инструментального средства программного обеспечения, реализующего предлагаемые способы, такого как инструментальное средство программного обеспечения на фиг. 1; в этом случае пользователю предоставляется выбор картирования одной или нескольких спектральных характеристик спектра развертки типа А как функции времени;
на фиг. 4 представлен скриншот с ГПИ инструментального средства программного обеспечения, реализующего предлагаемые способы, такого как инструментальное средство программного обеспечения на фиг. 1; в этом случае пользователю сообщается как результат проведенного указанным инструментальным средством анализа, что спектральная характеристика вызвала искажение формы сигнала;
на фиг. 5 представлен скриншот с ГПИ инструментального средства программного обеспечения, реализующего предлагаемые способы, например, инструментального средства программного обеспечения на фиг. 1; в этом случае пользователю предоставляется опция сохранения исправленного спектра развертки типа А, исправленного таким образом, что по нему можно получить более надежный результат измерения толщины. На фиг. 5 (b) представлен график на фиг. 2 (а) с включенными исправленными результатами измерения толщины;
на фиг. 6 представлен скриншот с ГПИ инструментального средства программного обеспечения, реализующего предлагаемые способы, например, инструментального средства программного обеспечения на фиг. 1; в этом случае пользователю предоставляется выбор между режимами анализа с одним или несколькими преобразователями;
на фиг. 7 показаны примеры спектров, в которых искажение формы сигнала вызывается смещением постоянной составляющей и отношением сигнал/шум;
на фиг. 8 показаны примеры спектров, в которых искажение формы сигнала вызывается общим искажением и низкочастотным колебанием;
на фиг. 9 представлена блок-схема, на которой показаны стадии анализа, которые могут осуществляться инструментальным средством программного обеспечения, реализующим предлагаемые способы;
на фиг. 10 представлен скриншот с ГПИ инструментального средства программного обеспечения, реализующего предлагаемые способы, например, инструментального средства программного обеспечения на фиг. 1; В этом случае пользователю предоставляется выбор картирования спектральной характеристики спектра развертки типа А как функции времени;
на фиг. 11 и 12 представлены скриншоты с ГПИ, где пользователю предлагается конкретное исправляющее действие в связи с определением, что конкретные спектральные характеристики вызывают искажение формы сигнала;
на фиг. 13 представлен график, на котором показаны результаты измерения толщины как функции времени в случае, когда нет существенного изменения толщины стенки трубы в местоположении преобразователя (определенной другими средствами);
на фиг. 14 и 15 представлены результаты разных алгоритмов, примененных к некоторым выпадающим результатам измерения толщины (выбросам) на карте толщины как функции времени;
на фиг. 16 приведен пример изменения результатов измерения толщины во времени, в котором независимо установлено, что существенное изменение толщины стенки трубы не изменилось, а также показан спектр развертки типа А определенного выпадающего значения толщины;
на фиг. 17 представлен график, на котором показано изменение толщины во времени;
на фиг. 18 представлена схема, на которой показано, как по спектру развертки типа А измеряется время пролета (как указатель толщины);
на фиг. 19 представлен пример развертки типа А, определенной как имеющая искаженную форму сигнала;
на фиг. 20 представлена схема, на которой проводится сравнение огибающей конкретного сигнала с огибающей эталонного сигнала; и
на фиг. 21 представлена схема, на которой показан спектр развертки типа А, определенный как имеющий адекватное отношение сигнал/шум для получения надежного результата измерения толщины, по сравнению со спектром, определенным как имеющий неадекватное отношение сигнал/шум для получения надежного результата измерения толщины.
Подробное раскрытие настоящего изобретения
Любой из технических признаков, рассмотренных ниже в соответствии с конкретным аспектом настоящего изобретения, может быть и частью всех остальных аспектов настоящего изобретения.
Предлагаемые способы могут использоваться для определения коррозии путем измерения толщины стенки любой соответствующей трубы, емкости или контейнера. Коррозия может определяться путем измерения толщины стенки в течение определенного периода времени и определения, истончилась ли стенка как функция времени (например, как показано на фиг. 2а). Это может проделываться путем сравнения значений контрольных данных, таких как результаты предыдущего измерения толщины (например, полученных из предыдущих спектров развертки типа А), со значением текущих данных (результат измерения толщины, полученный из текущего спектра развертки типа А), для установления, как толщина изменяется со временем. В некоторых примерах стенка может представлять собой стенку трубопровода для транспортировки нефти или природного газа. Дополнительно или альтернативно, стенка может представлять собой стенку трубы или контейнера на нефте- или газоперерабатывающем заводе.
Резюмируя вышеизложенное, варианты осуществления настоящего изобретения могут представлять собой способ обнаружения коррозии в трубе или контейнере, предназначенный для использования с ультразвуковыми данными, полученными из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств. Варианты осуществления могут предусматривать прием сигналов, указывающих ультразвуковые данные, причем ультразвуковые данные содержат по меньшей мере одну форму сигнала, и определять, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала. В ответ на определение, что принятые сигналы содержат ультразвуковые данные, содержащие по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, может определяться исправление для внесения в данные на основании характеристики определенного по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала для решения или исправления по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала и получения результата измерения толщины по решенным или исправленным данным. Варианты осуществления настоящего изобретения могут использовать анализ времени пролета (как описано выше и как показано на фиг. 18) для определения значения толщины по данным развертки типа А.
Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения могут обеспечивать более надежные данные измерений толщины (например, трубы) и тем самым обеспечивать лучшее и/или более точное определение, произошла ли коррозия в трубе. Это, в свою очередь, может позволить провести ремонтные работы в связи с коррозией до того, как произойдет вытекание какой-либо жидкости, переносимой в трубе, что будет иметь очевидную экологическую выгоду.
Ультразвуковое эхо-импульсное устройство, используемое в вариантах осуществления настоящего изобретения, может представлять собой любое ультразвуковое эхо-импульсное устройство, подходящее для измерения толщины стенки трубопровода или контейнера. Эти ультразвуковые эхо-импульсные устройства известны специалисту в данной области техники. Примеры подходящих ультразвуковых эхо-импульсных устройств для использования в соответствии с настоящим изобретением можно найти в различных международных стандартах, таких как ASTM Е797/Е797М-10 и EN 14127:2011.
Ультразвуковое эхо-импульсное устройство может выдавать ряд данных развертки типа А, например, соответствующие наборы данных развертки типа А для конкретного участка стенки на протяжении определенного периода времени. Прием сигналов, указывающих ультразвуковые данные, может представлять собой прием сигналов, указывающих данные развертки типа А. Ультразвуковые данные и, следовательно, данные развертки типа А, могут содержать по меньшей мере одну форму сигнала. Из многих разверток типа А, полученных при ультразвуковых измерениях толщины, некоторые могут иметь искаженную форма сигнала. Как уже отмечалось, данные развертки типа А могут использоваться для определения результата измерения толщины, например, результата измерения толщины участка стенки. Если данные развертки типа А искажены, результат измерения толщины, указанный соответствующей разверткой типа А, не может быть точным или надежным, например, для этого конкретного участка стенки может быть выдан аномальный результат измерения толщины.
Как уже отмечалось, варианты осуществления могут предусматривать определение, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала. Например, может быть установлено, что принятые сигналы содержат ультразвуковые данные, содержащие по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала.
Определение, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, может включать в себя одну или несколько из следующих стадий (отдельно или в сочетании):
(i) определение, что выбранная часть ультразвуковых данных содержит по меньшей мере один выброс, причем выброс содержит признак этой формы сигнала, находящийся вне выбранного диапазона для этого признака;
(ii) определение, что качество ультразвуковых данных ниже выбранного порога;
(iii) определение, что признаки общей формы сигнала или характеристики формы сигнала выбранной части ультразвуковых данных находятся вне выбранного порога;
(iv) определение, не находятся ли максимальные характеристики выбранной части ультразвуковых данных вне выбранного порога;
(v) определение, не содержит ли выбранная часть ультразвуковых данных отношение сигнал/шум, меньшее выбранного порога;
(vi) определение, не содержит ли выбранная часть ультразвуковых данных локализованные предшественники; и
(vii) определение, не содержит ли выбранная часть ультразвуковых данных низкочастотные колебания.
Определение, находятся или нет максимальные характеристики выбранной части ультразвуковых данных вне выбранного порога (пункт (iv) выше), может содержать одну или несколько из следующих стадий:
определение, что интервал между пиками выбранной части ультразвуковых данных ниже выбранного порога;
определение, что число пиков для выбранной части ультразвуковых данных ниже и/или выше выбранных порогов;
сравнение абсолютного значения пиков для выбранной части ультразвуковых данных с абсолютным значением пиков для другой части ультразвуковых данных.
В некоторых примерах определение, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, может, следовательно, включать в себя определение, не представляет ли собой конкретное значение данных, таких как значение толщины, полученное по базовым данным (таким как базовые спектры развертки типа А), выброс.
Определение, не содержат ли ультразвуковые данные выброс (указывающий на признак искаженной формы сигнала), может включать в себя сравнение ультразвуковых данных (таких как текущие спектры развертки типа А или результат измерения толщины, указанный соответствующими спектрами развертки типа А) с набором контрольных данных, таких как предыдущие спектры развертки типа А и/или предыдущие результаты измерения толщины. В некоторых примерах термин «выброс» может определяться как значение, лежащее вне (например, выше или ниже) порогового уровня относительно набора контрольных данных. Например, выброс может представлять собой амплитуду выше или ниже выбранного порога для выбранной части ультразвуковых данных. Например, может быть установлено, что ультразвуковые данные содержат признак искаженной формы сигнала, если они дают толщину, намного большую по сравнению с предыдущими измерениями (как будет подробнее описано ниже).
Контрольный набор данных может представлять собой предыдущий набор данных или предыдущий результат измерения. Например, контрольный набор данных может представлять собой предыдущие результаты измерения толщины, а выброс представлять собой аномальный результат измерения толщины по сравнению с предыдущими результатами измерения. В других примерах контрольный набор данных может представлять собой окружающий спектр развертки типа А, а выброс представлять собой значение в пределах этого спектра развертки типа А. Порог относительно контрольного набора данных может основываться на медианном или среднем значении спектра развертки типа А.
В некоторых примерах термин «выброс» определяется как значение более одного стандартного отклонения от среднего значения контрольного набора данных, такого как предыдущий результат измерения. Дополнительно или альтернативно, «выброс» может определяться как значение более одного стандартного отклонения от среднего значения одной или нескольких спектральных характеристик спектров развертки типа А.
В некоторых примерах термин «выброс» определяется как значение более двух, трех, четырех или пяти стандартных отклонений от среднего значения контрольного набора данных и/или одной или нескольких спектральных характеристик спектров развертки типа А. В некоторых примерах, является или не является значение для спектральной характеристики выбросом, можно определить по следующей формуле: (Yi-Ymedian)>3IQR, где Yi - значение (такое как нынешнее значение данных, о котором идет речь), Ymedian - медианное значение группы значений (такой как контрольный набор данных), и IQR - интерквартильный размах группы значений.
В некоторых примерах, является или нет значение выбросом, можно определить по следующей формуле: (Yi-Ymedian)>10% (Ymedian) и (Yi-Ymedian)>макс. (0,04 дюйма, 5% (Ymedian)). Согласно некоторым вариантам осуществления, является или нет значение для спектральной характеристики выбросом, можно определить по следующей формуле: Ru=ΣNi=1(Yi-REi)2, где Yi - значение огибающей нынешнего сигнала, REi - значение огибающей эталонного сигнала, и Ru - переменная для количественного определения отклонения огибающей сигнала от нормализованной огибающей эталонного сигнала. Это показано также на фиг. 20.
В некоторых примерах выброс определяется путем сравнения значения со среднеквадратичным значением группы значений (такой как контрольный набор данных). Это определение может включать в себя определение, что некоторое значение является выбросом, если это значение отличается от среднеквадратичного значения контрольного набора данных более чем на некоторое пороговое значение. Этот способ может быть предпочтительным в примерах, в которых необходимо определить, вызывает или не вызывает плохое/неадекватное отношение сигнал/шум результат измерения толщины как выброс.
В ответ на определение, что принятые сигналы содержат ультразвуковые данные, содержащие по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, варианты осуществления настоящего изобретения включают в себя определение исправления для внесения в эти данные. Варианты осуществления настоящего изобретения могут дополнительно включать в себя внесение определенного исправления в эти данные для получения более точных данных, например, для получения более точного результата измерения толщины. Например, варианты осуществления настоящего изобретения могут включать в себя исправление по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала с использованием определенного исправления, определение результата измерения толщины стенки трубы или контейнера на основании исправленных и неисправленных данных, и на основании определенной толщины определение степени, в какой стенка корродирована. В некоторых примерах это определение может включать в себя определение по принятым сигналам нескольких разных типов признаков искаженной формы сигнала и внесение исправления в данные, характерные для каждого отличающегося типа определенного признака искаженной формы сигнала.
Внесение исправления может включать в себя использование алгоритма для исправления данных развертки типа А таким образом, чтобы можно было получить надежный результат измерения толщины. Подходящие алгоритмы включают в себя быстрое преобразование Фурье (БПФ), алгоритм преобразования Гильберта, алгоритм порога Гильберта и алгоритм перехода через нуль Гильберта. Необязательно, эти алгоритмы могут применяться с использованием программного обеспечения MATLAB.
В некоторых примерах внесение исправления может включать в себя исключение значения данных или набора данных, содержащих выброс. Например, если набор данных развертки типа А, полученный в конкретную дату, указывает результат измерения толщины, который можно рассматривать как выброс (например, он аномален), внесение исправления может включать в себя исключение этого конкретного спектра развертки типа А, полученного в эту дату.
Определение изменения для внесения в данные может включать в себя анализ спектров развертки типа А, идентифицированных как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение. Например, стадия определения изменения для внесения в данные может включать в себя определение изменения для внесения в данные на основании характеристики определенного по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала для исправления по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала и получения по исправленным данным результата измерения толщины. Эта стадия может дополнительно включать в себя исправление по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала с использованием определенного исправления; определение результата измерения толщины стенки трубы или контейнера на основании исправленных и/или неисправленных данных; и на основании определенной толщины определение степени коррозии.
Как уже отмечалось, термин «искаженная форма сигнала» в значении, в каком он используется в настоящем описании, может означать, что одна или несколько спектральных характеристик спектра развертки типа А вызывают неточный или ненадежный результат измерения толщины, определяемый по спектру развертки типа А, или что по спектру развертки типа А вообще никакой результат измерения толщины не поддается определению.
Спектральной характеристикой может быть любая характеристика спектра развертки типа А, препятствующая получению точного и надежного результата измерения толщины из этого спектра. Одна или несколько спектральных характеристик могут содержать один или несколько признаков общей формы сигнала. Например, одна или несколько спектральных характеристик могут включать в себя максимальную амплитуду, отношение максимальной амплитуды, смещение постоянной составляющей, искажение сигнала, отношение сигнал/шум (S/N), обратное отношение сигнал/шум (1/(S/N)), низкочастотное колебание, локализованные предшественники коррозии или их любую комбинацию.
Дополнительно или альтернативно, анализ спектров развертки типа А, идентифицированных как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение, может включать в себя анализ одной или нескольких максимальных характеристик. Одна или несколько максимальных характеристик могут включать в себя максимальную амплитуду, отношение максимальной амплитуды, интервал между пиками, число пиков, амплитудный коэффициент, соседние значения вокруг пиков или их любую комбинацию.
Как уже отмечалось, вызывать по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала могут многие свойства спектра развертки типа А. Примеры показаны на прилагаемых фигурах. Например, на фиг. 19 показан пример формы сигнала, определенной как достаточно искаженная, чтобы сделать невозможным получение надежного результата измерения толщины. На фиг. 21 проводится сравнение спектра развертки типа А, определенного имеющим адекватное отношение сигнал/шум для получения надежного результата измерения толщины, и спектра развертки типа А, имеющего неадекватное отношение сигнал/шум для получения надежного результата измерения толщины. На фиг. 7 показаны примеры спектров, в которых искажение формы сигнала вызывают смещение постоянной составляющей и отношение сигнал/шум. На фиг. 8 показаны примеры спектров, в которых искажение формы сигнала вызывают общее искажение и низкочастотное колебание.
В некоторых примерах предлагаемые способы могут дополнительно предусматривать определение по принятым сигналам нескольких разных типов признаков искаженной формы сигнала и внесение исправления в данные, характерные для каждого отличающегося типа определенного признака искаженной формы сигнала.
В соответствии с другими вариантами осуществления предлагается способ обнаружения коррозии в трубе или контейнере, причем указанный способ предусматривает измерение толщины стенки трубы или контейнера одним или несколькими ультразвуковыми эхо-импульсными устройствами, причем указанный способ предусматривает следующие стадии:
(i) прием сигналов, указывающих данные развертки типа А, из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств, причем данные развертки типа А содержат несколько спектров развертки типа А;
(ii) определение, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки;
(iii) анализ спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающей или вызывающих искажение;
(iv) решение характеристик формы сигнала на основании определенных спектральных характеристик, вызывающих искажение формы сигнала, для получения измененных спектров развертки типа А;
(v) определение результатов измерения толщины стенки на основании измененных спектров развертки типа А; и
(vi) определение степени, в которой стенка корродирована, на основании результатов измерения толщины, полученных на стадии (v), и дополнительных результатов измерения толщины, полученных по спектрам развертки типа А.
Стадия (ii) определения, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки, может включать в себя использование любых подходящих средств определения, имеет или не имеет спектр развертки типа А искаженную форма сигнала, например, как описано выше. Эта стадия определения может быть столь простой, как визуальный осмотр с последующим принятием решения на основании этого осмотра, или может включать в себя определение, отвечает или не отвечает спектр развертки типа А некоторым конкретным критериям.
Стадия (ii) определения, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки, может включать в себя определение, являются или не являются одна или несколько спектральных характеристик спектра развертки типа А выбросами, как описано выше. Например, определение, не содержат ли ультразвуковые данные выброс (указывающий на признак искаженной формы сигнала), может включать в себя сравнение ультразвуковых данных (таких как текущие спектры развертки типа А или результат измерения толщины, указанный соответствующими спектрами развертки типа А) с контрольным набором данных, таким как предыдущие спектры развертки типа А и/или предыдущие результаты измерения толщины. Например, может быть определено, что ультразвуковые данные содержат признак искаженной формы сигнала, если они дают толщину стенки намного большую по сравнению с предыдущими измерениями.
Стадия (iii) анализа спектров развертки типа А для определения одной или нескольких спектральных характеристик каждого спектра развертки типа А, вызывающих искажение, может включать в себя картирование одной или нескольких спектральных характеристик как функции времени.
Стадия (iii) анализа спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющих искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик каждого спектра развертки типа А, вызывающей или вызывающих искажение, может также включать в себя анализ, являются или не являются одна или несколько конкретных спектральных характеристик выбросами.
Стадия (iii) анализа спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик каждого спектра развертки типа А, вызывающей или вызывающих искажение, может включать в себя сравнение одного или нескольких спектров развертки типа А с одним или несколькими предыдущими спектрами развертки типа А или одним или несколькими номинальными спектрами развертки типа А для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А, вызывающих искажение.
Стадия (iv) применения средства для решения характеристик формы сигнала, определенных на стадии (iii) как вызывающие искажение формы сигнала, для получения измененных спектров развертки типа А может включать в себя удаление выбросов из спектров развертки типа А. Это могло бы позволить учитывать для результатов измерения толщины только те спектры развертки типа А, которые не имеют одной или нескольких спектральных характеристик, считающихся выбросами. Определением термина «выброс» может быть любое из определений этого термина, приведенных выше. Это может быть предпочтительным способом решения характеристик формы сигнала, определенных на стадии (iii) как вызывающие искажение формы сигнала, если спектральная характеристика, вызывающая искажение формы сигнала, представляет собой плохое или неадекватное отношение сигнал/шум.
Стадия (iv) применения средства для решения характеристик формы сигнала, определенных на стадии (iii) как вызывающие искажение формы сигнала, для получения измененных спектров развертки типа А может включать в себя получение нескольких исправленных спектров развертки типа А.
Если стадия (iv) включает в себя получение нескольких исправленных спектров развертки типа А, эта стадия может включать в себя использование определенного алгоритма для исправления данных развертки типа А так, чтобы можно было получить надежный результат измерения толщины. Кроме того, стадии (ii) и (iii) могут включать в себя использование алгоритма для определения, какие спектры развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины, или использование алгоритма для анализа, какие спектральные характеристики вызывают искажение формы сигнала. Подходящие алгоритмы включают в себя быстрое преобразование Фурье, алгоритм преобразования Гильберта, алгоритм порога Гильберта и алгоритм перехода через нуль Гильберта. Необязательно, эти алгоритмы могут применяться с использованием программного обеспечения MATLAB.
Предлагаемые способы могут выполняться компьютером, подключенным к одному или нескольким ультразвуковым эхо-импульсным устройствам. Компьютер может работать отдельно от ультразвуковых эхо-импульсных устройств (например, спектры развертки типа А могут быть получены ранее или из других источников), или компьютер может управлять одним или несколькими ультразвуковыми эхо-импульсными устройствами. Компьютер будет иметь программное обеспечение, например, для прогона программного обеспечения для выполнения предлагаемых способов, и аппаратные средства для прогона программного обеспечения. Компьютер может иметь интерфейсы для приема, передачи информации, например, в виде данных, и/или иного обмена ею. Компьютер может иметь элементы памяти для хранения информации.
В некоторых примерах несколько ультразвуковых эхо-импульсных устройств могут находиться вдоль стенки трубопровода для транспортировки нефти и природного газа. Все эти устройства могут использоваться для контроля толщины стенки в разных местах, чтобы выдавать информацию о коррозии в разных частях стенки. Предлагаемый способ может включать в себя обработку данных развертки типа А из этих ультразвуковых эхо-импульсных устройств любым из вышеописанных способов.
При обращении к графическому материалу в целом станет ясно, что приведенные функциональные блок-схемы используются для указания функциональных возможностей систем и устройства, описанных в настоящем документе. Следует, однако, понимать, что эти функциональные возможности не обязательно должны распределяться таким путем и не должны рассматриваться как подразумевающие какую-либо конкретную структуру аппаратных средств, иную, нежели описанную и заявленную ниже. Функция одного или нескольких элементов, показанных на фигурах, может дополнительно подразделяться и/или распределяться по всему предлагаемому устройству. Согласно некоторым вариантам осуществления функция одного или нескольких элементов, показанных на графическом материале, может отводиться одному функциональному блоку.
Вышеописанные варианты осуществления следует рассматривать как иллюстративные примеры. Возможны и дополнительные варианты осуществления. Следует понимать, что любой признак, описанный в отношении какого-либо одного варианта осуществления, может использоваться отдельно или в сочетании с другими описанными признаками, и может также использоваться в сочетании с одним или несколькими признаками какого-либо другого из вариантов осуществления или в сочетании с каким-либо другим из вариантов осуществления. Кроме того, в пределах объема настоящего изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения, могут также использоваться эквиваленты и модификации, не описанные выше.
В некоторых примерах один или несколько элементов памяти могут хранить данные и/или программные команды, используемые для выполнения операций, описанных в настоящем документе. Варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают материальные, энергонезависимые носители данных, содержащие программные команды, предназначенные для программирования процессора для выполнения одного или нескольких из способов, описанных и/или заявленных в настоящем документе, и/или предусматривают устройство обработки данных, описанное и/или заявленное в настоящем документе.
Способы и устройство, описанные в настоящем документе, могут реализовываться с помощью схем с фиксированными логическими функциями, таких как матрицы логических вентилей, или программируемых логических схем, например, с использованием программных и/или компьютерных команд, выполняемых процессором. Другие виды программируемых логических схем включают в себя программируемые процессоры, программируемые цифровые логические схемы (например, программируемая пользователем вентильная матрица (ППВМ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ)), заказную интегральную микросхему или любой иной вид цифровых логических схем, программное обеспечение, код, электронные команды, флэш-память, оптические диски, ПЗУ на компакт-дисках, ПЗУ на цифровых видеодисках, магнитные или оптические карты, другие типы машиночитаемых носителей, подходящие для хранения электронных команд или их любую подходящую комбинацию.
Примеры
Пример 1
Пример 1 относится инструментальному средству программного обеспечения, реализующему способы, рассмотренные выше. На фиг. 1 представлен скриншот с графического пользовательского интерфейса (ГПИ) инструментального средства перед проведением какого-либо анализа. Как можно видеть на этой фигуре, пользователь может выбирать между проведением анализа данных развертки типа А из одного преобразователя (одного ультразвукового эхо-импульсного устройства) и проведением анализа данных развертки типа А из нескольких преобразователей. Для режима анализа данных из нескольких преобразователей пользователь может выбрать для анализа определенные конкретные группы преобразователей или может выбрать для анализа все преобразователи на участке. На фиг. 2а представлен скриншот с ГПИ, на котором показан график толщины как функции времени для конкретного преобразователя. Программное обеспечение определило, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, и в данном случае это определение включает в себя определение, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один выброс. В представленном примере красным цветом выделены показания, представляющие собой выпадающие результаты измерения толщины (выбросы). Желтым и красным цветом выделены выбросы, для которых имеются данные формы сигнала. Для тех выбросов, для которых имеются данные формы сигнала, инструментальное средство программного обеспечения позволяет просматривать необработанные данные развертки типа А для конкретного выброса: для этого нужно щелкнуть мышкой по значению выброса на ГПИ. Путем просмотра необработанных данных развертки типа можно определить исправление, которое необходимо внести в признак искаженной формы сигнала. На фиг. 2b представлен скриншот одних из таких необработанных данных развертки типа А для результата измерения толщины, который считается выбросом.
Например, после того как конкретный спектр развертки типа А, который считается выбросом, просмотрен, этот спектр развертки типа А может анализироваться инструментальным средством программного обеспечения для определения, вызывают или не вызывают одна или несколько конкретных спектральных характеристик спектра развертки типа А искаженную форму сигнала. Как уже отмечалось, этот анализ одной или нескольких конкретных спектральных характеристик может включать в себя картирование одной или нескольких спектральных характеристик как функции времени. На фиг. 3а и 3b представлены скриншоты с ГПИ инструментального средства программного обеспечения, предоставляющего пользователю различные опции для картирования определенных спектральных характеристик спектра развертки типа А как функции времени. Пользователь может иметь возможность просматривать сами спектральные характеристики и определять, нужно ли их исправлять. Дополнительно или альтернативно, программное обеспечение может определять, какие спектральные характеристики необходимо исправить любым из способов, описанных выше (и более подробно описанных ниже). Как уже отмечалось, для исправления выбранных спектральных характеристик программное обеспечение может использовать некоторый алгоритм.
На фиг. 4 представлен скриншот с ГПИ, показывающий, как пользователь будет проинформирован в результате анализа, что конкретная одна или несколько спектральных характеристик вызывает ошибочное показание толщины и искажение спектра развертки типа А. После этого ГПИ может порекомендовать пользователю конкретные опции для исправления ультразвуковых данных. Рекомендоваться могут разные опции в зависимости от того, что определено в результате анализа как вызывающее искажение формы сигнала. Например, ГПИ может сообщить пользователю, что спектр развертки типа А не может выдать результат измерения толщины, несмотря на различные опции для исправления спектра. Альтернативно, ГПИ может сообщить пользователю, что искажение вызывает конкретная спектральная характеристика (например, отношение сигнал/шум), и что рекомендуется конкретное средство исправления спектра, например, применение к данным конкретного алгоритма.
На фиг. 5 представлен скриншот с графического пользовательского интерфейса, на котором пользователю предоставляется опция сохранить исправленные спектры развертки типа А и использовать исправленный спектр для получения новых результатов измерения толщины. Фиг. 5b это график «толщина - время» с включенными в него исправленными спектрами развертки типа А. ГПИ сообщит пользователю, что конкретная спектральная характеристика сочтена вызывающей искажение формы сигнала. После чего пользователю будет порекомендован ход действий. Например, ГПИ может заявить, что преобразователь слабый, но что спектр развертки типа А имеет оптимальное отношение сигнал/шум, и может затем скомандовать применить к спектру конкретный алгоритм как исправление. Альтернативно, ГПИ может сообщить пользователю, что спектр содержит смещение постоянной составляющей или низкочастотное колебание, вызывающее искажение формы сигнала, и порекомендовать применить алгоритм удаления этих признаков из спектра. После этого пользователь сможет сохранить исправленные спектры развертки типа А и включить их в первоначальную группу результатов измерения толщины как функции времени. На фиг. 5b можно видеть первоначальные результаты измерения толщины как функции времени, показанные на фиг. 2а, с включенными в них новыми исправленными спектрами развертки типа А (показанными зеленым цветом). При этом пользователь сможет видеть результат использования средств исправления (таких как алгоритм исправления) на развертке типа А, и как это отражается на результате измерения толщины.
Пример 2
Инструментальное средство программного обеспечения, реализующее предлагаемые способы, такое как инструментальное средство программного обеспечения, описанное выше в примере 1, может работать и в режиме с несколькими преобразователями, в котором анализируются результаты ультразвукового измерения толщины из нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств. На фиг. 6 представлен скриншот с ГПИ, показывающего, что пользователь имеет эту опцию. Пользователь может выбрать для анализа несколько преобразователей с участка (но не все) или все преобразователи с участка. Способ может вначале предусматривать выявление конкретного преобразователя, результаты измерения толщины которого являются выбросами. Затем для данных может выполняться анализ, как описано в примере 1 для одного устройства.
На фиг. 9 представлена блок-схема, демонстрирующая анализ, который может выполнять инструментальное средство программного обеспечения, реализующее предлагаемые способы. Как показано на этой фигуре, вначале может выбираться преобразователь или группа преобразователей. Для конкретного спектра развертки типа А, указывающего результат измерения толщины, инструментальное средство может анализировать, вызывает или не вызывает конкретная спектральная характеристика искажение формы сигнала, из-за чего невозможно получить точный и надежный результат измерения толщины. Как можно видеть, анализируемая спектральная характеристика может представлять собой один из общих признаков формы сигнала, таких как низкая амплитуда, смещение постоянной составляющей, адекватное отношение сигнал/шум, низкочастотное колебание, локализованные предшественники коррозии, или максимальные характеристики, такие как максимальная амплитуда, интервал между пиками, число пиков или соседние значения вокруг пиков. Кроме того, на блок-схеме показано, что при анализе может проводиться сравнение значения для спектральной характеристики с номинальным значением.
Пример 3
Фиг. 7 и 8 - это примеры спектров развертки типа А, в которых конкретные спектральные характеристики вызывают искажение формы сигнала, из-за чего надежный и точный результат измерения толщины получить невозможно. На фиг. 7 показаны спектры, в которых искажение формы сигнала вызывают смещение постоянной составляющей и плохое/неадекватное отношение сигнал/шум. На фиг. 8 показаны спектры развертки типа А, в которых искажение формы сигнала вызывают общее искажение и низкочастотное колебание. Как уже отмечалось, определение, содержат ли ультразвуковые данные по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, может выполняться компьютерным программным обеспечением, такими как инструментальное средство программного обеспечения, описанное выше в примере 1.
Пример 4
На фиг. 10 показан еще один пример скриншота с ГПИ инструментального средства программного обеспечения, реализующего предлагаемые способы, такого как инструментальное средство программного обеспечения, описанное выше в примере 1, в котором пользователю предоставляется выбор картирования спектральной характеристики спектра развертки типа А как функции времени. На фиг. 11 и 12 представлены скриншоты с ГПИ, где пользователю предлагается конкретное исправляющее действие в связи с определением, что конкретные спектральные характеристики вызывают искажение формы сигнала, из-за которого надежный результат измерения толщины определить невозможно.
Пример 5
Спектр слева вверху на фиг. 13 - это график, на котором показаны результаты измерения толщины как функции времени в случае, когда нет существенного изменения толщины стенки трубы в местоположении преобразователя (определенной другими средствами). Большое изменение толщины вначале обусловлено выбором алгоритма при определении толщины по развертке типа А. Однако было установлено, что общее изменение результатов измерения толщины со временем было результатом малых соседних пиков на некоторых спектрах развертки типа А, вызвавших искажение спектра развертки типа А и, соответственно, ненадежный результаты измерения толщины. На фиг. 13 показаны также развертки типа А в случаях, когда соседние пики вызывали эти последствия. Как уже отмечалось, варианты осуществления настоящего изобретения могут включать в себя определение исправления для внесения в признаки искаженной формы сигнала, вызванной соседними пиками, и исправление признака искаженной формы сигнала для получения лучшего результата измерения толщины.
Пример 6
На фиг. 14 и 15 показан результат применения разных алгоритмов исправления к выпадающим результатам измерения толщины. На фиг. 14 показан результат кросс-корреляции алгоритма преобразования Гильберта и алгоритма порога Гильберта, а на фиг. 15 - результат алгоритма перехода через нуль Гильберта. Эти алгоритмы могут использоваться в примерах настоящего изобретения, описанных выше (например, инструментальным средством программного обеспечения, описанным в примере 1).
Пример 7
На фиг. 16 приведен пример изменения результатов измерения толщины во времени, в котором независимо установлено, что существенное изменение толщины стенки трубы не произошло (т.е. значения толщины были известны как неправильные). С использованием примеров настоящего изобретения (например, с использованием инструментального средства программного обеспечения, описанного в примере 1), было установлено, что изменение результатов измерения толщины было из-за слабого сигнала с формой волны.
Варианты осуществления настоящего изобретения могут идентифицировать эти существенные изменения толщины как выбросы (как показано на фиг. 16) и, соответственно, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала. В ответ на определение, что принятые сигналы содержат ультразвуковые данные, содержащие по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, варианты осуществления настоящего изобретения могут определять изменение для внесения в данные на основании характеристики определенного по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала, для решения или исправления по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала и получения результата измерения толщины по решенным или исправленным данным. Эти варианты осуществления могут реализовываться, например, инструментальным средством программного обеспечения, описанным выше в примере 1. Пример 8
На фиг. 17 представлен график, на котором показано изменение толщины во времени. На этом графике наблюдается несколько изменений толщины. Уменьшение на 47-й день после начальной установки было вызвано изменением температуры. Увеличение толщины на 445-й день после начальной установки было вызвано большим искажением формы сигнала. Варианты осуществления настоящего изобретения могут идентифицировать такое увеличение толщины как выброс и, соответственно, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, и в ответ на определение, что принятые сигналы содержат ультразвуковые данные, содержащие по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, могут определять изменение для внесения в данные на основании характеристики определенного по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала для решения по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала и получения результата измерения толщины по решенным данным. Эти варианты осуществления могут реализовываться, например, инструментальным средством программного обеспечения, описанным выше в примере 1.
1. Способ обнаружения коррозии в трубе или контейнере, причем указанный способ предусматривает измерение толщины стенки трубы или контейнера одним или несколькими ультразвуковыми эхо-импульсными устройствами, причем указанный способ предусматривает следующие стадии:
(i) прием сигналов, указывающих данные развертки типа А, из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств, причем данные развертки типа А содержат несколько спектров развертки типа А;
(ii) определение, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки;
(iii) анализ спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение;
(iv) определение исправления для применения к данным на основании одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А, определенных на стадии (iii);
(v) корректировка по меньшей мере одного сигнала, имеющего искаженную форму, для решения характеристик формы сигнала на основании определенного исправления для получения измененных спектров развертки типа А;
(vi) определение результатов измерения толщины стенки на основании измененных спектров развертки типа А; и
(vii) определение степени, в которой стенка корродирована, на основании результатов измерения толщины, определенных на стадии (vi), и дополнительных результатов измерения толщины, определенных по спектрам развертки типа А, причем
стадия (ii) включает в себя определение, являются или не являются одна или несколько спектральных характеристик спектров развертки типа А выбросами, и значение определяют как выброс, если (Yi-Ymedian)>3IQR, где Yi - указанное значение, Ymedian - медианное значение группы значений, и IQR - интерквартильный размах группы значений.
2. Способ по п. 1, где стенка включает в себя стенку трубопровода для транспортировки нефти или природного газа.
3. Способ по п. 1, где стенка включает в себя стенку трубы или контейнера на нефте- или газоперерабатывающем заводе.
4. Способ по любому из предыдущих пунктов, где одна или несколько спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение, содержат один или несколько признаков общей формы сигнала.
5. Способ по п. 4, где один или несколько признаков общей формы сигнала включают в себя по меньшей мере одно из следующего: максимальная амплитуда, отношение максимальной амплитуды, смещение постоянной составляющей, искажение сигнала, отношение сигнал/шум (S/N), обратное отношение сигнал/шум (1/(S/N)), низкочастотное колебание, локализованные предшественники коррозии или их любая комбинация.
6. Способ по любому из предыдущих пунктов, где одна или несколько спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение, включают в себя одну или несколько максимальных характеристик.
7. Способ по п. 6, где одна или несколько максимальных характеристик включают в себя по меньшей мере одно из следующего: максимальная амплитуда, отношение максимальной амплитуды, интервал между пиками, число пиков, амплитудный коэффициент, соседние значения вокруг пиков или их любая комбинация.
8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором стадия (iii) анализа спектров развертки типа А для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А, вызывающих искажение, включает в себя картирование одной или нескольких спектральных характеристик как функции времени.
9. Способ по п. 8, где одна или несколько спектральных характеристик развертки типа А включают в себя по меньшей мере одно из следующего: максимальная амплитуда, отношение максимальной амплитуды, смещение постоянной составляющей, искажение сигнала, отношение сигнал/шум (S/N), обратное отношение сигнал/шум (1/(S/N)), низкочастотное колебание, локализованные предшественники коррозии, интервал между пиками, число пиков, амплитудный коэффициент, соседние значения вокруг пиков или их любая комбинация.
10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором стадия (ii) определения, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки, включает в себя определение, является или не является результат измерения толщины выбросом относительно остальных результатов измерения толщины.
11. Способ по п. 10, в котором определение, являются или не являются одна или несколько спектральных характеристик спектров развертки типа А выбросами, включает в себя анализ результатов измерения толщины как функции времени.
12. Способ по любому из пп. 10, 11, где выброс определяется как более чем одно стандартное отклонение от среднего значения одной или нескольких спектральных характеристик спектров развертки типа А или от среднего значения результатов измерения толщины, полученных за некоторый период времени.
13. Способ по п. 12, где выброс определяется как более чем два стандартных отклонения от среднего значения одной или нескольких спектральных характеристик спектров развертки типа А или от среднего значения результатов измерения толщины, полученных за некоторый период времени.
14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором стадия (iii) анализа спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющих искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающей или вызывающих искажение, включает в себя анализ, являются ли одна или несколько конкретных спектральных характеристик выбросами.
15. Способ по п. 14, где выброс определяется как более чем одно стандартное отклонение от среднего значения одной или нескольких спектральных характеристик.
16. Способ по п. 15, где выброс определяется как более чем два, три, четыре или пять стандартных отклонений от среднего значения одной или нескольких спектральных характеристик спектров развертки типа А.
17. Способ по п. 10 или 14, в котором значение определяют как выброс, если (Yi-Ymedian)>10% (Ymedian) и (Yi-Ymedian)>макс. (0,04 дюйма, 5% (Ymedian)).
18. Способ по любому из предыдущих пунктов, причем стадия (iv) применения средства для решения характеристик формы сигнала, определенных на стадии (iii) как вызывающие искажение формы сигнала, включает в себя удаление выбросов из спектров развертки типа А.
19. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором стадия (iv) применения средства для решения характеристик формы сигнала, определенных на стадии (iii) как вызывающие искажение формы сигнала, для получения измененных спектров развертки типа А, включает в себя получение нескольких исправленных спектров развертки типа А.
20. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором стадия (iv) применения средства для решения характеристик формы сигнала, определенных на стадии (iii) как вызывающие искажение формы сигнала, для получения измененных спектров развертки типа А, включает в себя исключение спектров, определенных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, из данных развертки типа А для получения измененных спектров развертки типа А.
21. Способ по п. 18, где выброс имеет определение, приведенное в п. 12 или 13 или любом из пп. 15-17.
22. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором стадия (iii) анализа спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение, включает в себя сравнение одного или нескольких спектров развертки типа А с одним или несколькими предыдущими спектрами развертки типа А или с одним или несколькими номинальными спектрами развертки типа А для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А, вызывающих искажение.
23. Способ по любому из предыдущих пунктов, предусматривающий прием сигналов из более чем одного ультразвукового эхо-импульсного устройства в разных местах стенки контейнера или трубы.
24. Способ по п. 23, причем способ предусматривает осуществление стадий (i)-(vi) по п. 1 на данных развертки типа А, полученных из каждого из ультразвуковых эхо-импульсных устройств.
25. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором стадии (iii) и (iv) осуществляют на основании более чем одной спектральной характеристики.
26. Способ обнаружения коррозии в трубе или контейнере для использования с ультразвуковыми данными, полученными из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств, предусматривающий:
прием сигналов, указывающих ультразвуковые данные, причем ультразвуковые данные содержат по меньшей мере одну форму сигнала;
определение, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала;
в ответ на определение, что принятые сигналы содержат ультразвуковые данные, содержащие по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, определение исправления для внесения в данные на основании характеристики определенного по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала для решения по меньшей мере одного признака искаженной формы сигнала и для исправления по меньшей мере одного признака искаженной волны и получения результата измерения толщины по исправленным данным;
корректирование по меньшей мере одного признака искаженной волны с применением определенного исправления; и
получение результата измерения толщины по указанным решенным данным,
причем способ также включает в себя определение того, являются или не являются одна или несколько спектральных характеристик спектров развертки типа А выбросами, и значение определяют как выброс, если (Yi-Ymedian)>3IQR, где Yi - указанное значение, Ymedian - медианное значение группы значений, и IQR - интерквартильный размах группы значений.
27. Способ по п. 26, в котором стадия определения исправления для внесения в данные включает в себя определение, какие спектры развертки типа А исключить из данных, причем спектры развертки типа А для исключения из данных включают в себя спектры развертки типа А, определенные как имеющие искаженную форму сигнала.
28. Способ по п. 27, дополнительно предусматривающий:
определение результата измерения толщины стенки трубы или контейнера на основании исправленных и неисправленных данных; и
определение степени, в какой стенка корродирована, на основании определенной толщины.
29. Способ по любому из пп. 26-28, дополнительно предусматривающий:
определение по принятым сигналам нескольких разных типов признаков искаженной формы сигнала и внесение исправления в данные, характерные для каждого отличающегося типа определенного признака искаженной формы сигнала.
30. Способ по любому из пп. 26-29, в котором определение, что ультразвуковые данные содержат по меньшей мере один признак искаженной формы сигнала, включает в себя по меньшей мере одно из следующего:
определение, содержит ли выбранная часть ультразвуковых данных по меньшей мере один выброс, причем выброс содержит признак этой формы сигнала, находящийся вне выбранного диапазона для этого признака;
определение, не ниже ли качество ультразвуковых данных выбранного порога;
определение, не находятся ли признаки общей формы сигнала выбранной части ультразвуковых данных вне выбранного порога;
определение, не находятся ли максимальные характеристики выбранной части ультразвуковых данных вне выбранного порога;
определение, не содержит ли выбранная часть ультразвуковых данных отношение сигнал/шум, меньшее выбранного порога;
определение, не содержит ли выбранная часть ультразвуковых данных локализованные предшественники; и
определение, не содержит ли выбранная часть ультразвуковых данных низкочастотные колебания.
31. Способ по п. 30, в котором выброс включает в себя по меньшей мере одно из следующего:
значение, которое по меньшей мере больше одного стандартного отклонения от среднего значения для выбранной части ультразвуковых данных; и
амплитуда ниже выбранного порога для выбранной части ультразвуковых данных.
32. Способ по п. 30, в котором определение, не находятся ли максимальные характеристики выбранной части ультразвуковых данных вне выбранного порога, включает в себя по меньшей мере одно из следующего:
определение, что интервал между пиками выбранной части ультразвуковых данных ниже выбранного порога;
определение, что число пиков для выбранной части ультразвуковых данных ниже и/или выше выбранных порогов;
сравнение абсолютного значения пиков для выбранной части ультразвуковых данных с абсолютным значением пиков для другой части ультразвуковых данных.
33. Способ по любому из пп. 26-32, содержащий признаки по любому из пп. 2-25.
34. Энергонезависимый машиночитаемый носитель для обнаружения коррозии в трубе или контейнере, содержащий программные команды, предназначенные для осуществления способа по любому из предыдущих пунктов.
35. Устройство для обнаружения коррозии в трубе или контейнере, выполненное с возможностью осуществления способа обнаружения коррозии в трубе или контейнере, причем указанный способ предусматривает измерение толщины стенки трубы или контейнера одним или несколькими ультразвуковыми эхо-импульсными устройствами, причем устройство выполнено с возможностью:
(i) приема сигналов, указывающих данные развертки типа А, из одного или нескольких ультразвуковых эхо-импульсных устройств, причем данные развертки типа А содержат несколько спектров развертки типа А;
(ii) определения, какие из спектров развертки типа А имеют искаженную форму сигнала, из-за которой невозможно получить надежный результат измерения толщины стенки;
(iii) анализа спектров развертки типа А, идентифицированных на стадии (ii) как имеющие искаженную форму сигнала, для определения одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А каждого спектра, вызывающих искажение;
(iv) определения исправления для применения к данным на основании одной или нескольких спектральных характеристик развертки типа А, определенных на стадии (iii);
(v) корректировки по меньшей мере одного сигнала, имеющего искаженную форму, для решения характеристик формы сигнала на основании определенных спектральных характеристик, вызывающих искажение формы сигнала, для получения нескольких решенных спектров развертки типа А;
(vi) определения результатов измерения толщины стенки на основании нескольких решенных спектров развертки типа А; и
(vii) определения степени, в которой стенка корродирована, на основании результатов измерения толщины, определенных на стадии (vi), и дополнительных результатов измерения толщины, определенных по спектрам развертки типа А, причем
стадия (ii) включает в себя определение, являются или не являются одна или несколько спектральных характеристик спектров развертки типа А выбросами, и значение определяют как выброс, если (Yi-Ymedian)>3IQR, где Yi - указанное значение, Ymedian - медианное значение группы значений, и IQR - интерквартильный размах группы значений.
36. Устройство по п. 35, причем способ представляет собой способ по любому из пп. 2-25.
37. Устройство для обнаружения коррозии в трубе или контейнере, выполненное с возможностью осуществления способа обнаружения коррозии в трубе или контейнере, причем указанный способ представляет собой способ по любому из пп. 26-33.
