Wie das Internet der Dinge die Gasleckerkennung intelligenter macht

Die Erkennung von Leckagen ist seit jeher eine Herausforderung für Öl- und Gasunternehmen und ist für die Zukunft der Branche von entscheidender Bedeutung. Was passiert, wenn man eine Cloud-basierte IoT-Architektur ins Spiel bringt?

Für Eigentümer und Betreiber von Pipelines, die gefährliche Stoffe, einschließlich Kohlenwasserstoffe, transportieren, stellen spontane Lecks ein erhebliches Umwelt-, Gesundheits- und Sicherheitsrisiko dar, das nicht auf die leichte Schulter genommen werden darf. Nach Angaben der Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) führten Pipeline-Vorfälle zwischen 2005 und 2017 zu 168 Todesfällen, 592 Verletzten und Gesamtkosten in Höhe von über 5,4 Milliarden US-Dollar.

Während die erste Verteidigungslinie zum Schutz vor einer ungeplanten Freisetzung in jeder Pipeline darin besteht, die strukturelle Integrität durch proaktive Maßnahmen sicherzustellen, werden spontane Lecks unvermeidlich auftreten. Der Schlüssel für die Betreiber liegt in der Fähigkeit, das Leck zu erkennen und seinen Standort schnell zu bestimmen, damit Maßnahmen ergriffen werden können, um die Auswirkungen auf die Umwelt zu minimieren. Leider ist dies etwas, das viele Unternehmen in der Öl- und Gasindustrie nicht kosteneffizient umsetzen können.

Wo die derzeitigen Methoden versagen

Heute werden verschiedene Methoden und Technologien zur Lecksuche eingesetzt.

Die Massen-Volumen-Bilanzierung ist eine der am weitesten verbreiteten Techniken, insbesondere bei Fernleitungen. Die Methode basiert auf dem Prinzip der Massen-Volumen-Erhaltung, bei dem die Menge des Rohstoffs in der Leitung an mehreren Zählern entlang einer Strecke gemessen und verglichen wird.

Die Massenbilanzierung ist zwar einfach zu implementieren und kostengünstig, stellt aber als Einzellösung keine umfassende Leckerkennungsstrategie dar, da sie kleine Produktfreisetzungen oft nicht erkennt. In manchen Fällen können bis zu 1,5 % - 4 % des Volumens in einer Leitung "verloren" gehen, bevor ein Leck entdeckt wird. Bei Transportleitungen, in denen täglich Hunderttausende von Fässern mit Flüssigkeiten oder Millionen von Kubikfuß Gas transportiert werden, kann dies eine beträchtliche Menge darstellen.

Fortschrittlichere Techniken, wie z. B. die Erfassung über Glasfaserkabel, können dieses Problem beheben. Die Verlegung von Glasfaserkabeln ist jedoch in vielen Fällen nicht machbar.

"Glasfaserkabel lassen sich auf so genannten Industriebrachen oder bestehenden Pipelines nur sehr schwer einsetzen - und sie sind sehr teuer", sagt Matthew Grimes, Business Owner für Spontaneous Leak Detection (SLD) bei Siemens Energy. "Man schätzt, dass in den USA etwa die Hälfte der 2,6 Millionen Meilen an Öl- und Gasleitungen vor mehr als einem halben Jahrhundert in Betrieb genommen wurden. Für die Betreiber ist es sehr schwierig, große Investitionen in diese Anlagen zu rechtfertigen, da viele von ihnen nur noch wenige Jahre in Betrieb sind."

Live-Simulation eines spontanen Lecks aus unserer Flüssigkeits-Demoeinheit in Houston. Siemens Energy ist in der Lage, Leckagen während Demos aus der Ferne zu simulieren, um die Genauigkeit und Schnelligkeit unserer Produktlinie zu demonstrieren.

Lecksuche digitalisieren

Im Jahr 2020 haben Siemens Energy und das in Houston ansässige Unternehmen ProFlex Technologies gemeinsam eine Lösung zur Leckerkennung entwickelt, die viele der Probleme bestehender Methoden beseitigt.

Das System, das als "Siemens Energy Spontaneous Leak Detection (SLD) Service powered by ProFlex" auf den Markt gebracht wird, kombiniert bewährte Unterdruckwellen (NPW)-basierte Sensorik und fortschrittliche Signalverarbeitung mit der Cloud-basierten IoT-Architektur von Siemens Energy, um kleine Lecks innerhalb von Sekunden nach ihrem Auftreten zu lokalisieren.

"Negative Pressure Wave (NPW)-basierte Lecksuche ist eine bewährte Technik, die seit Jahrzehnten in der Praxis eingesetzt wird", sagte Nico van Rensburg, Head of Portfolio Innovation for Onshore Oil and Gas bei Siemens Energy. "Eines der am häufigsten genannten Probleme in der Vergangenheit war jedoch die hohe Rate an Fehlalarmen, die durch die Störgeräusche in Pipelinesystemen verursacht werden. Eines der wichtigsten Unterscheidungsmerkmale unseres SLD-Systems sind die Algorithmen, die wir einsetzen, um dieses Rauschen herauszufiltern und festzustellen, was wirklich ein Leck ist und was nicht."

Sobald ein Leck identifiziert wurde, benachrichtigt das Cloud-basierte IoT-System von Siemens Energy die Benutzer über mobile Geräte, Laptops, Desktop-PCs oder das SCADA-System der Pipeline. Der Ort des Lecks wird in Form von Längen- und Breitengraden auf einer Karte der Pipeline dargestellt und ist nachweislich auf 20 bis 50 Fuß genau.

Das System nutzt vorhandene Absperrventile und Steigleitungen und erfordert keine Ausgrabungen für die Installation. Selbstversorgte Druck- und Temperaturwandler werden an den Zugangspunkten angeschlossen. Das System wird dann etwa zwei Wochen lang "trainiert" oder "baselined", bevor es voll betriebsbereit ist.

Während Grimes und van Rensburg ihren Sitz in Houston haben, umfasst ihr Team Mitglieder von ProFlex Technologies in Oklahoma und Techniker in Indien, Deutschland, den Niederlanden und Brasilien. Die Beschränkungen durch Covid-19 sowie die räumlichen Entfernungen führten dazu, dass die 35 Mitarbeiter des Teams bei der Entwicklung des Systems aus der Ferne arbeiteten. "Ich habe einen großen Teil unseres Teams noch nie persönlich getroffen. Wir haben das alles in unseren Garagen und auf unseren Dachböden gemacht und es auf den Markt gebracht und zum Laufen gebracht", sagt Grimes.

Ergebnisse aus der realen Welt

Das SLD-System wird den Kunden auf Abonnementbasis (d. h. als Service) angeboten, wodurch es in hohem Maße skalierbar und wirtschaftlich für praktisch jede Pipelineanlage - ob Neubau oder Altlast - einsetzbar ist. Es kann auch für Leitungen eingesetzt werden, die andere Produkte als Öl und Gas transportieren, wie z. B. Produktionswasser, Wasserstoff oder Gefahrgut. Zu den Zielanwendungen gehören Fernübertragungsleitungen, Produktionssammelnetze an Bohrlöchern und Offshore-Produktionssteigleitungen.

Obwohl es möglich ist, das SLD-System als Einzellösung einzusetzen, empfiehlt Siemens Energy häufig, es als Teil eines mehrschichtigen Detektionsansatzes zu verwenden.

"Es gibt sehr gute Argumente für diesen mehrschichtigen Sicherheitsansatz, den wir befürworten, insbesondere für Pipelines, die durch hochsensible Gebiete wie Feuchtgebiete oder Städte führen", erklärt Van Rensburg. "In solchen Fällen kann unsere Lösung mit herkömmlichen Methoden wie der Massenbilanzierung oder der Punktdruckanalyse kombiniert werden, um eine zusätzliche Schutzschicht zu schaffen, die dem Betreiber die Gewissheit gibt, dass eine große ungeplante Produktfreisetzung vermieden werden kann."

Das SLD-System wurde in der speziellen Lecktestschleife von Siemens Energy in Houston ausgiebig getestet. Der erste Feldeinsatz fand 2021 auf einer Offshore-Förderplattform im Golf von Mexiko statt, wo es zur Überwachung von vier Stahlsteigleitungen für Rohöl eingesetzt wurde.

"Das System hat in mehreren Pilotversuchen und bei Einsätzen im großen Maßstab hervorragende Leistungen gezeigt", sagt Rensburg. "So konnten wir beispielsweise ein 1⁄2-Zoll-Leck in einer 12-Zoll-Pipeline innerhalb weniger Sekunden aufspüren. Diese Fähigkeit ist enorm wertvoll für Öl- und Gasunternehmen, die zunehmend bestrebt sind, die ESG-Leistung zu verbessern und die Umweltauswirkungen ihrer Aktivitäten zu reduzieren."

April 2022

Leane Clifton ist eine in New York City ansässige Fernsehproduzentin, Autorin und Dokumentarfilmerin mit den Schwerpunkten Gesellschaft, Gesundheit und Technologie.

Kombinierte Bildnachweise: Felix Sanchez