Auf der Erde befinden sich Öl- und Gas-Pipelines mit einer Gesamtlänge von mehr als zwei Millionen Kilometern, der größte Teil davon unterirdisch. Das Durchschnittsalter dieser Pipelines beträgt mittlerweile mehr als 35 Jahre. Ihre Rohrwände aus Stahl sind mehr oder weniger starker Korrosion und Rissbildung ausgesetzt. Bei zu starkem Druck können diese Schwachstellen bersten und das darin transportierte Gas, Rohöl oder andere Flüssigkeiten freisetzen. Aber auch Umwelteinflüsse wie Erdbeben oder Erdrutsche können die Transportfähigkeit von Pipelines auf eine harte Probe stellen. Das Gleiche gilt für Beschädigung durch Dritte, zum Beispiel bei Baumaßnahmen mit einem Bagger oder Begegnungen mit einem Schiffsanker auf dem Meeresgrund, die unter anderem Biegespannungen verursachen können. Pipeline-Betreiber verwenden verschiedene Diagnose-Techniken, um Schwachstellen zu finden, bevor diese zu einer ernsten Gefahr werden können. Für diese Zwecke wurden technologisch anspruchsvolle, ultraschallbasierte oder elektromechanische Inspektionsgeräte entwickelt: die sogenannten intelligenten Molche. Diese oft aus mehreren Modulen bestehenden Molche werden zur Fahrt in eine Pipeline eingeschleust und tasten dank der eingebauten Sensoren die komplette Rohrwand lückenlos ab. Die gewonnenen Messdaten werden im Molch mit Hilfe von komplexen mathematischen Algorithmen vorverarbeitet und auf Massenspeicher mit hoher Speicherdichte geschrieben. Dies ist erforderlich, da bei einem Überprüfungsdurchgang schnell eine Datenmenge von mehreren hundert Gigabyte anfallen kann. Diese Daten werden nach der Inspektion für eine detaillierte Auswertung heruntergeladen und analysiert. Als Ergebnis erhält der Pipeline-Betreiber einen Abschlussbericht, in dem alle gefundenen Defekte und sonstigen Anomalien einschließlich ihrer genauen Lage in der Pipeline ausführlich beschrieben sind. So kann eine maßgeschneiderte und bedarfsgerechte Reparatur priorisiert werden. Neben der regulären Zustandsüberwachung profitiert der Betreiber bei einer solchen präzisen Analyse von einem zielgerichteten Einsatz seiner Ressourcen.
Eines der global führenden Unternehmen bei Aktivitäten rund um Pipeline-Inspektionen ist das Joint Venture von GE und Al Shaheen, PII Pipeline Solutions. Das deutsche Center of Excellence für Pipeline Ultraschalltechnologie sitzt im badischen Stutensee bei Karlsruhe. Dort analysieren Experten von GE Oil & Gas die übermittelten Daten und erstellen Berichte, die Aufschluss über den Zustand der Öl- oder Gaspipelines der jeweiligen Kunden geben. Bereits eine Million Kilometer Pipelines haben sie mit über 190 verschiedenen Geräten sowie den dazugehörenden Programmen inspiziert. Um den steigenden Anforderungen der Kunden gerecht zu bleiben und immer kleinere Defekte bei schnellerer Inspektionsgeschwindigkeit und schwierigeren Pipeline-Bedingungen zu erkennen, entwickelt das Team zahlreiche Innovationen.
Prüfung der Rohrdurchmesser
Spezialanwendungen ergeben sich dabei durch das jeweilige Anforderungsprofil der Inspektionsanalyse. Molche können Rohrdurchmesser, Wanddickenveränderungen und Risse in flüssigen und gasförmigen Transportmitteln prüfen, sowie geometrische Daten sammeln oder Lagevermessungen der Pipeline durchführen. Für jede Anwendung gibt es den maßgeschneiderten Molch. Zu den Technologien zählt unter anderem UltraScan Duo, eine ultraschallbasierte Methode zur Rissprüfung in Flüssigkeitspipelines. Hier kommen spezielle „Phased Array“-Sensoren zum Einsatz, die ihre Einschallwinkel entsprechend den gegebenen Anforderungen einstellen. Das ist eine Methode, die auch in der medizinischen Bildgebung zum Einsatz kommt, beispielsweise bei nichtinvasiven Untersuchungen des Herzens. Bei diesem Verfahren hat der kleinste detektierbare Riss eine Tiefe von einem Millimeter (mm) und eine Länge von 25 mm. Um diese Spezifikation mit 90-prozentiger Sicherheit zu erreichen, und zwar mit einer Molch-Geschwindigkeit von mehr als einem Meter pro Sekunde (3,6 Kilometer pro Stunde), werden 1.152 Sensoren über 300 Mal pro Sekunde ausgelöst. Insgesamt werden diese Sensoren ganze 384.000 Mal in einer Sekunde ausgelöst.
Lagevermessung der Pipeline
In Gaspipelines kommen bevorzugt Magnetstreuflussmolche (MFL-Molche) zum Nachweis von Korrosion zum Einsatz. Über elektromagnetische, akustische Verfahren (EMAT-Molche) können Risstiefen in prozentualem Verhältnis zur Rohrwanddicke detektiert werden. Zur Lagevermessung einer Pipeline werden wiederum sogenannte Inertial Measurement Units (IMU) herangezogen, die die Molchbewegungen in drei Achsen messen: drei Kreisel messen die Rotation, drei Beschleunigungssensoren die Beschleunigung und die Schwerkraft. Diese Daten werden zur geographischen Abbildung der Pipeline und zur Bestimmung der Winkel hinsichtlich der Pipeline-Dehnung verwendet.
Trotz der unterschiedlichen Anforderungsprofile sowie der Unterschiede in Pipelinedurchmesser und Transportmittel bewegt sich der technische Trend in Richtung sogenannter Kombinationsmolche, die alle ermittelbaren Daten in einem Durchlauf erfassen können. Molche für eine mehrdimensionale Zustandsanalyse einer Pipeline müssen eine immer größere Menge an Messsensoren und so auch immer mehr Elektronik und eine entsprechende Stromversorgung mitführen. Daher könnte man davon ausgehen, dass die Länge, beziehungsweise die Anzahl an gekuppelten Einheiten, tendenziell zunimmt.
Neue Generation von Molchen
Demgegenüber stehen kleine Pipeline-Durchmesser, beziehungsweise historisch bedingt kleinere „Molchschleusen“, um die Geräte in die Pipelines einzubringen. Entwickler stehen daher vor der Herausforderung, die Geräte noch kompakter zu gestalten und gleichzeitig die Messkapazität der Sensoren zu erhöhen. Wird die Hardware jedoch komprimierter gestaltet, geht das de facto einher mit einer größeren Softwareleistung. So wird eine neue Generation an intelligenten Molchen mit fortschrittlichen Sensoren, Kontrollinstrumenten und Softwareanwendungen entstehen.
