Das Pipeline Inspection Game ankurbeln

XOCEAN XO-450 (Foto: XOCEAN)

Das Geschäft mit Pipeline-Inspektionen ist in Aufruhr geraten. Weiterentwickelte ferngesteuerte Fahrzeuge (ROV), digitale Bestrebungen und unbemannte Überwasserschiffe (USV) leiten eine neue Ära der Datenerfassung und der zu erbringenden Leistungen ein.

Es bietet eine Revolution in der Menge neuer Erkenntnisse, die Betreiber über ihre Pipelines gewinnen können, und verkürzt gleichzeitig die Offshore-Kampagnenzeit.

Einige von ihnen sind Equinor, Shell und BP. Ein großer Fahrer hat die Kosten gesenkt und das Sicherheitsrisiko minimiert. Es ist die neueste Entwicklung in diesem Bereich, erläutert Tom Glancy, Berater für Pipeline-Kartierung und geografische Informationen bei Equinor, auf einer Sitzung der Hydrographic Society im Oktober in Aberdeen.

Er sagt, dass der Betrieb von Fahrzeugen aus der Ferne - während seiner eigenen Karriere - von unbemannten bemannten Tauchbooten (die Menschen gefährden) über ROVs bis hin zu unbemannten Unterwasserfahrzeugen (UUVs), die normalerweise als autonome Unterwasserfahrzeuge / AUVs bezeichnet werden, zu den Höhepunkten geworden ist, obwohl sie nicht vollständig autonom sind Glancy). Während der Wechsel zu ROVs das Risiko für den Menschen verringerte, beschränkte der Haltegurt, der ihn mit einem Versorgungsschiff verband, dessen Reichweite. AUVs bedeuteten, dass Umfragen schneller durchgeführt werden konnten, aber AUVs waren nicht in der Lage, zu stoppen und detaillierte Punktbewertungen durchzuführen, wenn und wann ein Problem entdeckt wurde.

Eine neuere Entwicklung war in Richtung schneller ROVs. Equinor hat Vereinbarungen mit den beiden Hauptanbietern DeepOcean, die das Superior ROV verwenden, und Reach Subsea mit dem Surveyor Interceptor ROV, so Glancy. Beide sind zwar angebunden, können aber schneller als ein ROV mit 4 Knoten (kt) im Vergleich zu 2 kt messen, sagt Glancy, was zum Teil auf die integrierten HD-Bildgebungs- und Laserpakete zurückzuführen ist. Das bedeutet aber auch, dass sie mit einem Versorgungsschiff kommen - und über die damit verbundenen Gemeinkosten.

Diese schnellen ROVs sind zu einem beliebten Werkzeug geworden, das den traditionellen Workflow für die Pipeline-Inspektion grundlegend verändert. „In den letzten zwei bis drei Jahrzehnten war die Inspektion von Rohrleitungen ein relativ einfacher Arbeitsablauf. Eine Kampagne mit zwei Auftragnehmern, die zwei separate Umfragen durchführt. “Calum Shand, leitender Projektgutachter bei Shell, teilte diesmal Offshore Europe in Aberdeen mit. Er begann im April und endete im August. Zunächst schleppt ein geophysikalisches Vermessungsschiff ein ferngesteuertes Schleppfahrzeug (ROTV) mit einem Side-Scan-Sonar über die offenen Wasserleitungsabschnitte. Anschließend werden Anomalieberichte erstellt, die eine zweite Untersuchung erfordern, bei der ein ROV der Arbeiterklasse (mit einem Schiff der DP2-Klasse) vor Ort Tauchgänge durchführt und Videomaterial erfasst, das dann zur Planung weiterer Korrekturen verwendet wird. "Es ist jedoch zeitaufwendig und relativ ineffizient im Hinblick auf die Verwendung einer Zwei-Schiffe-Kampagne", sagt Shand.

Die überlegene SROV (Foto: DeepOcean)

Effizienz steigern
Für Shell mit mehr als 200 Pipelines und Versorgungsleitungen mit einer Gesamtlänge von 3.000 Kilometern (km) ist allein in der britischen Nordsee eine einfachere und schnellere Vermessung ein greifbarer Vorteil. Im Jahr 2018 führte Shell eine neue Umfrage mit dem „Fast Digital Imaging Service“ von DeepOcean durch. Dies betraf ein Kyst Design Superior ROV mit automatischer Verfolgung, das ab September 2018 mit dem Edda Flora-Schiff in einer 45-tägigen Nonstop-Kampagne betrieben wurde. Das Superior war mit Teledyne-Doppelkopf-Echolot mit mehreren Strahlen und Edgetech-Side-Scan-Sonar ausgestattet und Sub-Bottom-Profiler, Pipetracker, eine CathX-Ultrahochauflösungskamera (UHD) (x3) und eine hochspezifische Trägheitsnavigation. Dank der Möglichkeit, das Schiff in einer Tiefe von bis zu 4,5 Metern zu starten, konnten die Arbeiten zu einem früheren Zeitpunkt der Saison begonnen und bis in den späten Herbst hinein ausgeführt werden, so Shand mit einer Geschwindigkeit von 5 kt im akustischen Modus und 3,5 bis 4 kt für die Pipeline-Inspektion.

Darüber hinaus konnte das Schiff mit dem Side-Scan-Sonar aus der Pipeline-Vermessung ausbrechen, um „Ad-hoc-Vorbeiflug-Jobs“ durchzuführen, wie zum Beispiel eine Vermessung des Standorts eines Hubgeräts im Sturmtaucherfeld, so Shand. Der größte Vorteil waren jedoch die UHD-Standbilder, die mit dem CathX-System erstellt wurden und „unglaubliche Details“ ermöglichten. „Wenn Sie zoomen, haben Sie Details im Subzentimeterbereich angezeigt und können Rückschlüsse darauf ziehen, was vor sich geht, z. B. die Bewertung einer Pfeifenoberseite aufgrund von Fischereieinflüssen“, sagt er.

In Kombination mit hochauflösenden Multibeam-Bathymetriedaten bieten diese UHD-Fotos eine völlig neue Möglichkeit, Vorfälle und Anomalien durch 3D-Netzmodelle und Farbpunktwolken zu überprüfen. Ein automatischer Vergleich der jährlichen Umfragedatensätze sei jetzt möglich. „Diese Datensätze sorgen für Aufsehen“, sagt Shand. "Es ist eine radikale Veränderung."

(Bild: Shell)

Fahrdatenentscheidungen
Mit dieser Funktion kann auch die Fehlerbehebung beschleunigt werden. Bei der Entdeckung einer neuen freien Pipeline-Spanne konnte Shell beispielsweise die Muiltbeam-Daten exportieren und an den Bauunternehmer Van Oord weiterleiten, der die benötigte Gesteinsmenge genau berechnen konnte. Darüber hinaus können Pipeline-Ingenieure jetzt die vorhandenen Informationen besser mit den kürzlich gefundenen Multibeam-Daten vergleichen.

In diesem Jahr [2019] ging Shell erneut auf die Reise, diesmal mit Reach Subsea und dem Surveyor Interceptor-Fahrzeug, das mit MMT und Kyst ausgestattet und mit Auslegerarmen ausgestattet war. Diese sorgen für eine bessere Umfangsabdeckung des Rohres. „Wir haben von einer Kampagne mit zwei Schiffen zu einer Kampagne mit einem einzigen Schiff / Auftragnehmer gewechselt“, sagt Shand. „Wir haben im Vergleich zur alten Methode rund 800.000 Pfund (1 Million US-Dollar) eingespart und stoßen in der Folge weniger Kohlendioxid (CO2) aus“, vor allem dank 50% weniger Schiffszeit.

Es hat eine Lernkurve gegeben, vor allem um zu versuchen, die damit verbundene Datenverarbeitung zu automatisieren und dann mit dem schieren Datenvolumen umzugehen, fügt Shand hinzu. Es gibt auch einige Hindernisse für die unterschiedliche Ausführung dieser Arbeit, die sich auf Verhaltensweisen und Arbeitsabläufe beziehen. Laut Shand ist das Potenzial jedoch beträchtlich. Dazu gehört die Integration von externen, GIS-verknüpften, 3D-modellierten Vermessungsdaten in CAD-Modelle sowie von internen Pipeline-Inspektionsdaten, die eine leistungsstarke Sicht auf das gesamte Rohrsystem ermöglichen. Die automatische Erkennung von Steinen, Ablagerungen, Scheuern usw. wird durch maschinelles Sehen und umfassendes Lernen ergänzt und ermöglicht automatisiertere Abläufe und eine größere Fähigkeit zur prädiktiven Analyse anstelle reaktiver Abläufe, so Shand.

(Bild: Shell)

Schnelle Digital Imaging Inspektion
Die schnelle Digital Imaging Inspection (FDII), die den Übergang von Video zu Digital ermöglicht und die Inspektionsgeschwindigkeit erhöht, war auch eine treibende Kraft für BP. Eric Primeau, Senior Technology Specialist bei BP, erklärte auf der Underwater Robotics-Konferenz von Subsea UK in Aberdeen, es gehe um einen Bottom-up-Ansatz, die Auswahl eines Sensorpakets und dann des Fahrzeugs, auf das sich das Paket beziehen soll, anstatt zuerst das Fahrzeug auszuwählen.

Das Unternehmen führte seine erste FDII-Kampagne mit DeepOcean im Jahr 2017 durch und führte 478 km Pipeline-Inspektion mit UHD-Digitalbild-, Laser-, Dual-Head-Multibeam- und Side-Scan-Sonar bei einer durchschnittlichen Geschwindigkeit von 5,1 km / h durch. Das Projekt wurde in 94,7 Stunden abgeschlossen, verglichen mit 578 Stunden, die mit einer traditionellen Methodik vorhergesagt wurden. Zu den endgültigen Daten gehörten 3D-Mesh und kolorierte Laserpunktwolken.

BP hat 2018 zwei weitere Kampagnen mit MMT und i-Tech7 und 2019 eine weitere mit i-Tech7 durchgeführt. Im Rahmen dieser Projekte hat BP auch berührungslose kathodische Feldgradientenschutzsensoren getestet. Wie Shand war die Verarbeitung der mit diesem Ansatz gesammelten Daten jedoch eine Herausforderung.

(Bild: BP)

Ohne bemanntes Überwasserschiff
Für diese Methode ist jedoch weiterhin ein bemanntes Versorgungsschiff erforderlich. Daher haben die Betreiber die Verwendung von USVs für die Pipeline-Inspektion nachverfolgt. Anfang dieses Jahres (2019) versuchte BP die Inspektion von Pipelines mit einem XOCEAN XO-450 USV - eine Premiere für die Nordsee. BP setzte das USV in Peterhead im Nordosten Schottlands ein und untersuchte einen Flachwasserbereich der 30-Zoll-Pipeline, die Miller verlassen hatte. Bei einem zweiten Durchgang von nur 2,5 m Wassertiefe auf 40 m Tiefe über einen 4,75 km langen Rohrleitungsabschnitt wurde das USV mit einem R2Sonics-Doppelkopf-Mehrstrahlsystem, einem Valeport SWiFT-Schallgeschwindigkeitsprofiler und Applanix POSMV OceanMaster für die Ausrichtung des Fahrzeugs eingerichtet. heben und Geschwindigkeit.

Der Erfolg des Miller-Projekts veranlasste BP, dasselbe System für den Einsatz im Kaspischen Meer in Aserbaidschan zur Inspektion von Hunderten von Kilometern Flachwasserleitungen (Wassertiefe 12-25 m) in Betrieb zu nehmen. „Die Offshore-Branche steht vor großen Veränderungen, da der Einsatz von USVs zunimmt und sich die Funktionen entwickeln. Es ist eine Herausforderung, bemannte Schiffe für Routineinspektionen einzusetzen “, sagt Primeau. "Das USV wird zu einem Standardwerkzeug für die Durchführung hochauflösender Meeresbodenuntersuchungen und es ist auch ein Gateway für die Entwicklung komplementärer Unterwassersysteme wie die Integration von ROVs und AUVs."

Laut Shand prüfte Shell auch USVs, um einen XOCEAN XO-450 entlang der Küste nördlich von Aberdeen im Rahmen einer kurzen Versuchserhebung im Jahr 2019 zu testen. Obwohl Daten und Bandbreite eine Herausforderung sein werden, ist die Einführung von 5G und die Verwendung von 5G eine Herausforderung Die Cloud wird helfen und die Tür für Inspektionen und Analysen in Echtzeit öffnen, sagt er.

Equinor hat auch USVs für die Pipeline-Vermessung verwendet. Im September 2019 schloss XOCEAN Pipeline-Untersuchungen für Equinor vor der Ostküste Englands und der Nordküste Deutschlands ab. Mit MBES wurden laut XOCEAN vier Pipelines mit einer Gesamtlänge von 120 Meilen in einer Wassertiefe von 2-40 Metern vermessen. Ein weiterer USV-Schiffsbetreiber, 4D Ocean, hat Anfang dieses Jahres mit einem am Rumpf montierten MBES Küstenuntersuchungen für Equinor durchgeführt.

XOCEAN hat auch die erste nach eigenen Angaben von einem USV durchgeführte Pipeline-Vermessung zum Kathodenschutz (TWCP) durchgeführt, ebenfalls im September 2019. Dies umfasste TWCP-Vermessungen mit Mehrstrahlsonar für die PX Group an Pipelines bis zu 9 km von der Küste in der Nähe der Shetlandinseln und vor der Küste von Aberdeenshire. Die PX Group betreibt und wartet für North Sea Midstream Partners das St. Fergus Gas Terminal und das zugehörige Frigg UK sowie die Offshore-Pipelines des Shetland Island Regional Gas Export Systems (SIRGE), die die Anlage in Aberdeenshire mit der Nordsee verbinden.

(Bild: Shell)

Kombinieren von USVs mit AUVs
Sensoren an Bord von USVs werden jedoch nur so tief reichen. Wenn tiefere Wasserpipeline-Untersuchungen mit USV durchgeführt werden sollen, ist ein alternativer Ansatz erforderlich. Dies bedeutet, dass ein AUV von einem USV eingesetzt wird - und genau das hat Swire Seabed für Equinor in Norwegen getan. Im Oktober 2018 setzte sie im ersten von zwei Projekten ein Kongsberg Hugin AUV mit einem kleinen Oberflächenschiff ein, mit dem sie Positionsaktualisierungen und die Kommunikation mit einer Steuerung aus Bergen aufrechterhalten konnte. Die Inspektionen wurden an drei Pipelines zwischen Kollsnes (einer Onshore-Anlage) und Troll A (nur 65 km vor Bergen) durchgeführt. Insgesamt wurden 180 km Pipeline über zwei AUV-Tauchgänge mit bathymetrischen Sonar- und HD-Bilddaten mit synthetischer Apertur inspiziert, um die Integrität der Unterwasserpipelines zu überprüfen.

Im Juli 2019 erhob Swire dann Anspruch auf die „erste unbemannte Offshore-Pipeline-Inspektion 'über dem Horizont'“, die erneut bis zu 100 km vom Ufer entfernt für Equinor durchgeführt wurde. Dies sah einen Hugin mit MBES, Side-Scan-Sonar und CathX-Kamerasystem, der in Verbindung mit einem SEA-KIT Maxlimer USV der britischen Firma Hushcraft verwendet wurde. Vier Pipelines mit einer Gesamtlänge von 175 km wurden ebenfalls mit bathymetrischen Sonar- und HD-Bilddaten mit synthetischer Apertur vermessen. Mit dem SEA-KIT Maxlimer konnte der Hugin länger vor der Küste bleiben und die Vermessung durchführen - zum Aufladen auf See im USV andocken und als Kommunikations- und Steuerungsverbindung zum Remote-Center in Bergen verwenden. Swire sagt, dass durch den Einsatz eines kleinen unbemannten Schiffes der Treibstoffverbrauch - und die Kohlenstoffemissionen - um 95% reduziert werden. Tom Glancy drückt es anders aus - das Auslagern von Menschen vor der Küste wird um 100% reduziert. Sein letztendliches Ziel ist es, überhaupt kein Oberflächenschiff zu haben.

[Anmerkung der Redaktion: Swire Pacific Offshore (SPO) gab im November bekannt, dass es seine Tochtergesellschaft Swire Seabed ab Ende Februar 2020 schließen wird, da die Ölfelddienstleister weiterhin die Auswirkungen des anhaltenden Abschwungs in der Branche spüren. Schiffe, die derzeit von Swire Seabed verwaltet werden, werden im Rahmen der SPO-Flotte mit Sitz in Singapur betrieben und vermarktet.]

Das SEA-KIT enthält ein Hugin AUV für den Fernleitungsbetrieb. (Foto: Swire Seabed)

Die nächsten Schritte
Einige arbeiten daran. Im Jahr 2018 setzte Modus Seabed Intervention eines seiner HAUVs (ein modifiziertes Saab Seaeye Sabertooth AUV) vor der Küste von Nordwestaustralien ein, um eine Pipeline-Vermessung über ca. 240 km mit einem CathX Scout-Laserprofil und einer HD-Bildgebung neben einem Mehrstrahl-Echolot (MBES) durchzuführen. Während dies mit dem HAUV an einer Leine von einem Schiff aus durchgeführt wurde, wäre es für die Echtzeit-Datenerfassung möglich, ohne die Leine der Firma, die sozusagen mehr Projekte in der Pipeline hat.

Das Freedom-Hybridfahrzeug von Oceaneering wurde zwar in Bezug auf Fahrzeuge für Unterwasserfahrzeuge vielfach beworben, war jedoch ursprünglich für die autonome Pipeline-Vermessung konzipiert. Das Hauptziel von Oceaneering war es, ein effizientes aerodynamisches Fahrzeug zu haben, das anhalten und zusätzliche Inspektionsarbeiten durchführen kann, wenn es eine Anomalie feststellt. Tatsächlich sagte Steffan Lindsø im Oktober zu einer Demo-Veranstaltung für Unterwasser-Interventionsdrohnen in der Nähe von Stavanger, dass das erste Projekt des Fahrzeugs im Jahr 2020 eine Pipeline-Inspektion sein würde, "wahrscheinlich in Großbritannien".

Kawasaki Subsea testet auch sein Fahrzeug der zweiten Generation, das eine Pipeline-Verfolgung für die Vermessungsinspektion vor der Küste Japans beinhaltet. In diesem Jahr (2020) wird es insgesamt darum gehen, die Rohrverfolgung mit DeepStar und der Nippon Foundation zu testen. Im Inspektionsraum der Pipeline ist eine Störung aufgetreten, und es werden noch weitere hinzukommen.

Bildverarbeitungstechnologien tragen auch dazu bei, die Bereitstellung von Pipeline-Erfassungen zu verbessern. i-Tech 7, Teil von Subsea 7, ist einer der Anbieter von schnellen digitalen Inspektionsdiensten für die Nahinspektion, die zunehmend durch Automatisierung unterstützt werden.

(Foto: i-Tech 7)

FDII
Die schnellen Pipeline-Dienste für die digitale Inspektion werden über einen speziellen Skid bereitgestellt, der leicht an Bord eines beliebigen ROV der Arbeiterklasse in seiner Flotte transportiert und mobilisiert werden kann, je nachdem, wo Dienste benötigt werden. Der Skid ist mit einer modifizierten CathX Pathfinder-Suite ausgestattet, die drei Ultrahochauflösungskameras - Port, Center und Steuerbord -, Laserprofiler und eine zwischen Standbildern synchronisierte Pilotkamera aufweist (ein Sicherheitsmerkmal, damit die leistungsstarke Stroboskop-LED Lichter beeinflussen die Sicht des ROV-Piloten nicht).

Mit einer solchen digitalen Bildbearbeitungssuite können Umfragen mit 3-4,5 km / h schneller durchgeführt werden als mit videobasierten Umfragen, die traditionell mit 1 km / h durchgeführt wurden, um manuelles Online-Eventing zu ermöglichen und unscharfe Bilder zu vermeiden, so Danny Wake, Chief Surveyor, i-Tech 7. Ein allgemeines visuelles Inspektionsprojekt für BP im Jahr 2018, das acht Pipelines mit einer Gesamtlänge von 310 km und zwei Strukturinspektionen umfasste, ersparte 10 Schiffstage (was etwas mehr als 14 Tage dauerte) herkömmliche Pipeline-Inspektionsgeschwindigkeiten Entsprechende Einsparungen wurden für die FDII-Pipeline-Inspektionskampagne 2019 für BP erzielt, mit dem zusätzlichen Vorteil, zu einer Verringerung der CO2-Emissionen beizutragen.

Pipeline-Ingenieure erhalten auch Orthomosaiken und 3D-Modelle der Pipeline, die räumlich lokalisiert werden können (anstatt wie bei Video nacheinander). Aber das ist nicht alles. I-Tech 7 hat mit dem US-amerikanischen IT-, Wissenschafts- und Technologieunternehmen Leidos zusammengearbeitet, um die Datenverarbeitungsroutinen zu automatisieren und nützliche Informationen für Ingenieure schneller bereitzustellen. Beispiel: Durch die automatische Analyse von Bildern, um Bilder mit möglichen Ereignissen zu extrahieren, wird die Anzahl der von einem Menschen zu überprüfenden Bilder drastisch reduziert. i-Tech 7 führte in diesem Jahr (2019) seine erste Umfrage mit diesen Techniken durch.

Interessanterweise handelt es sich hierbei nicht nur um digitale Bilder. Rund 60% der Algorithmen, die für die digitale Inspektion entwickelt wurden, funktionieren auch auf Video, sagt George Gair, Global Inspection Manager bei i-Tech 7, und nutzt diese Technologie in größerem Umfang.

"Der Heilige Gral ist eine automatische Klassifizierung und Ereigniserkennung", sagt Wake. „Wir machen Schritte in diese Richtung, optimieren die Algorithmen, erhöhen die Automatisierung und beginnen mit der Bildverarbeitung, die mögliche Ereignisse erkennt.“ Der nächste Schritt ist die Live-Erkennung. Dadurch erhalten Ingenieure einen schnelleren Zugriff auf die Prüfergebnisse, damit sie darauf reagieren können schneller.

(Bild: i-Tech 7)

Trotz des Rummels um diese Arten von Technologien, einschließlich des maschinellen Lernens, bei dem mithilfe der Rechenleistung Millionen von Bildern verglichen und bestimmte Attribute erkannt werden, ist es nicht so einfach, insbesondere in einer Branche, die das Gegenteil von standardisierten Designs tun möchte. Die Trainingsdaten - Bilder von Pipelines - zu haben, ist ebenfalls schwierig.

Laut Gair sind jedoch 90-95% der festgestellten Probleme mit der Integrität der Pipeline in der Regel mit der freien Reichweite und der Bestattung verbunden, weshalb dies der Hauptfokus des Unternehmens war. Schäden, die eher untypisch sind, brauchen mehr Zeit. In einigen Bereichen des Prozesses werde auch noch ein Mensch gebraucht, sagt er.

In Bezug auf die Fahrzeugplattform hat sich i-Tech 7 an ROV-basierte Skids gehalten. Die Verwendung von AUVs beschleunigt zwar auch die Durchführung von Vermessungen, sie neigen jedoch dazu, höher über der Pipeline zu schwimmen, und sie enthalten nicht unbedingt die vollständigen FDII-Sensorpakete, die eine so umfassende Sicht auf die Pipeline bieten, so Wake. Während man sich darauf konzentriert hat, Systeme zu haben, die in der Lage sind, mehr Daten zu sammeln, wenn eine Anomalie entdeckt wird, sagt er, mit den FDII-Daten, bei denen man die Pipe aus mehr Winkeln als nur von oben in ultrahoher Auflösung sehen kann. Ingenieure haben bereits alle Informationen, die sie benötigen könnten - sie müssten nicht mehr zurückgehen und detailliertere Inspektionen durchführen.