Autor: Lewis Barton
Wie sieht die Zukunft der direkten Bewertung nicht molchbarer Rohrleitungen aus?
Kurz gesagt:
Die direkte Bewertung (Direct Assessment, DA) hat lange Zeit die Lücke bei der Inspektion von nicht molchbaren Rohrleitungen geschlossen, aber ihr ausschließlich auf Korrosion ausgerichteter Anwendungsbereich und ihre zunehmenden Einschränkungen werden den sich wandelnden Risiken in der Branche nicht mehr gerecht. Angesichts steigender Datenmengen, technologischer Fortschritte und der Verrentung erfahrener IngenieurInnen benötigen Betreiber einen neuen Ansatz – einen Ansatz, der eine umfassendere Abdeckung von Gefahren, eine stärkere Vorhersagekraft und klarere, vertretbare Entscheidungen bietet. Die nicht-invasive Pipeline-Bewertung (Non-Intrusive Pipeline Assessment, NIPA) von ROSEN stellt diesen nächsten Schritt dar. Durch die Integration fortschrittlicher oberirdischer Inspektionen, KI-gestützter prädiktiver Analysen und der branchenweit umfassendsten Integritätsdatenbank verwandelt NIPA das Management nicht molchbarer Pipelines von reaktiven Korrosionsprüfungen in eine datengestützte Integritätssicherung für mehrere Bedrohungen. Das Ergebnis sind weniger Ausgrabungen, die Rechtfertigung für die interne Inspektionsfähigkeit ausgewählter Pipelines, reduzierte Lebenszykluskosten, verbesserte Sicherheit, verlängerte Lebensdauer der Anlagen und ein einheitlicher, nachvollziehbarer Weg zur Verwaltung von Anlagen, die nie für herkömmliche Inspektionen ausgelegt waren. Lewis Barton liefert weitere Details dazu, wie NIPA die Integrität und Sicherheit in Umgebungen unterstützt, in denen herkömmliche Inline-Inspektions-Methoden nicht angewendet werden können.
Trotz technologischer Fortschritte wird ein erheblicher Teil des globalen Pipelinenetzes immer noch als „nicht molchbar“ eingestuft. Diese Pipelines stellen aufgrund physikalischer Einschränkungen wie engen Biegungen, Durchmesseränderungen und fehlenden Start-/Empfangsanlagen eine besondere Herausforderung dar. Außerdem unterliegen sie betrieblichen Einschränkungen, die mit Produktionsplänen und Durchflussbedingungen zusammenhängen. In vielen Fällen ist eine Nachrüstung für Inline-Inspektionsn (ILI) aus wirtschaftlichen Gründen einfach nicht machbar und wird aufgrund von Budgetbeschränkungen niemals Realität werden. Die Unmöglichkeit, eine Anlage zu reinigen, bedeutet jedoch nicht, dass die Betreiber den Kopf in den Sand stecken und untätig bleiben können.
Betreiber stehen unter zunehmendem Druck, die Betriebssicherheit ihrer Rohrleitungsnetze nachzuweisen – einschließlich der Anlagen, die sie als „nicht piggbar“ einstufen. Inline-Inspektionen können Informationen über Metallverlust, Risse, Schlagschäden, Bodenbewegungen und Probleme mit der Wärmeausdehnung liefern und decken damit viele der wichtigsten Gefahren für die Integrität von Rohrleitungen ab. Daher bilden ILI-Daten die Grundlage für die meisten Programme zum Integritätsmanagement von Rohrleitungen. Wenn eine Pipeline nicht mit Molchen gereinigt werden kann, entsteht eine Lücke in den Daten und damit im IMP. Diese Lücke erfordert innovative Ansätze, die über invasive Inspektionswerkzeuge hinausgehen, um eine effektive Überwachung und Wartung selbst der komplexesten Anlagen zu gewährleisten. Seit über zwei Jahrzehnten ist die direkte Bewertung (Direct Assessment, DA) das wichtigste Mittel der Pipeline-Industrie, um diese Lücke zu schließen.
DA befasst sich jedoch nur mit einer einzigen Gefahrenklasse: Korrosion, wobei separate Ansätze für interne Korrosion (ICDA), externe Korrosion (ECDA) und Spannungsrisskorrosion (SCCDA) definiert sind. Nach Angaben der Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) ist Korrosion für weniger als 20 % der registrierten Pipeline-Ausfälle verantwortlich. Zwar ist Korrosion einer der Hauptgründe für Pipeline-Ausfälle, doch der Anwendungsbereich der DA umfasst keine anderen Integritätsrisiken wie Schäden durch Dritte, geologische Gefahren oder Material- und Schweißnahtfehler. Das bedeutet, dass die meisten Risikofaktoren und Gefahren außerhalb des Blickfelds der DA liegen. Auch wenn sie für viele eine praktische Notwendigkeit und Verpflichtung darstellt, veranlassen ihre inhärenten Schwächen eine Neubewertung der aktuellen Rolle, Wirksamkeit und Zukunft der DA.
Die Branche braucht eine Brücke – ein Bewertungsmodell, das auf den Prinzipien der DA basiert und mehr Vertrauen und Schutz vor vielfältigen Gefahren für schwer zu inspizierende Anlagen bietet, bei denen eine Inline-Inspektion nicht möglich ist. Darüber hinaus muss es auf den neuesten Entwicklungen im Bereich des datengesteuerten Integritätsmanagements und der KI-Tools aufbauen, um den modernen Erwartungen gerecht zu werden.
Treiber für datengestütztes Integritätsmanagement
Die Best Practices im Bereich Pipeline-Integritätsmanagement entwickeln sich natürlich ständig weiter, wobei die Messlatte durch technologische oder prozessuale Durchbrüche oder strengere regulatorische Anforderungen immer höher gelegt wird. Während sich die Branche von reaktiven Maßnahmen zu proaktiven risikobasierten Programmen weiterentwickelt hat, setzen führende Betreiber auf Vorhersagemodelle, die durch KI-gestützte Datenanalysen unterstützt werden.
Drei Hauptfaktoren treiben diesen Wandel voran:
1. Steigendes Datenvolumen: Betreiber generieren mittlerweile Terabytes an Daten, aus denen sie Erkenntnisse gewinnen könnten. Allerdings fließt nur ein Bruchteil dieses digitalen „Goldes“ regelmäßig in die Entscheidungsfindung ein. Um diesen Wert zu realisieren, sind Plattformen erforderlich, die unterschiedliche Datenströme aufnehmen, nahezu in Echtzeit analysieren und korrelieren können und mithilfe von Machine-Learning-Modellen abschätzen, wo und wann Risiken entstehen könnten.
2. Technologische Fortschritte: Technologische Entwicklungen wie Cloud Computing ermöglichen heute eine Datenanalyse in einer Geschwindigkeit und einem Umfang, die vor einem Jahrzehnt noch unmöglich waren. Diese Tools reduzieren die Kosten für die Bewertung von Vermögenswerten, indem sie die Ergebnisse in ein risikobasiertes Integritätsmanagement-Framework integrieren.
3. Druck auf das Humankapital: Der „silberne Tsunami“ der Pensionierungen der Babyboomer-Generation führt zu einem Rückgang der Zahl erfahrener IngenieurInnen mit Praxiserfahrung und Organisationswissen. Gleichzeitig stagnieren die Einstellungsbudgets, und die öffentliche Kontrolle nimmt zu. „Mit weniger mehr erreichen“ wird zur praktischen Realität.
Insgesamt führen diese Trends dazu, dass die Branche schnell von proaktiver Prävention zu vorausschauenden Integritätsprogrammen übergeht, nicht aus Wunsch, sondern aus Notwendigkeit.
Da die Branche mit einer alternden Infrastruktur und einem Rückgang der Ingenieurszahlen zu kämpfen hat, stellen nicht-molchbare Rohrleitungen eine größere Herausforderung denn je dar. Diese Anlagen, die aufgrund von Inspektionsbeschränkungen traditionell vernachlässigt wurden, erforderten schon immer einen kreativen Ansatz für das Integritätsmanagement und treten nun in eine neue Ära ein – angetrieben durch Daten.
Das Heute und Morgen von DA: Vorstellung von NIPA und dem Integrity Data Warehouse
Betreiber benötigen umfassende Informationen ohne Komplexität. Aus diesem Grund hat ROSEN den Service „Non-Intrusive Pipeline Assessment“ (NIPA) entwickelt. Unser integriertes Modell vereint Erfassung, Analyse, zerstörungsfreie Prüfung vor Ort und Vorhersage der Restlebensdauer – wodurch Schnittstellen, die die Verantwortlichkeit verwässern, entfallen und eine einheitliche, bedrohungsunabhängige Sicht auf den Zustand der Anlagen ermöglicht wird.
NIPA, unterstützt durch fortschrittliche oberirdische Inspektionen wie Large Standoff Magnetometry (LSM) und das einzigartige ROSEN Integrity Data Warehouse (IDW), ist nach Ansicht von ROSEN die Zukunft des Integritätsmanagements für nicht molchbare Pipelines.
Getreu den Grundprinzipien von DA integriert NIPA mehrere oberirdische Screening- und Überwachungstechnologien mit unterstützenden Daten, um Informationen zu generieren. NIPA geht jedoch noch einen Schritt weiter, indem es die Leistungsfähigkeit von Big Data und KI durch Modelle zur Vorhersage des Pipelinezustands nutzt und die LSM-Inspektion in eine einzige, koordinierte Feldkampagne integriert. Das Ergebnis ist ein einheitliches, zukunftsfähiges Programm zur Analyse vielfältiger Bedrohungen – Direct Assessment 2.0.
Zu den Kernelementen von NIPA gehören:
- LSM: Erkennt Anomalien im Magnetfeld einer Rohrleitung, die durch Metallverlust, mechanische Beschädigungen oder lokale Spannungskonzentrationen (z. B. Schweißnahtversatz) verursacht werden – mit hoher Auflösungsgenauigkeit, sodass nicht nur Korrosionsschäden, sondern auch andere Defekte identifiziert werden können.
- Modellierung interner Strömungen: Mithilfe der Strömungsdynamik lässt sich vorhersagen, wo innerhalb der Rohrleitung aktive interne Korrosion auftritt, und wir können einstufen, welche Tiefpunkte am kritischsten sind oder ob Korrosion am oberen Ende der Leitung möglich ist.
- Kathodischer Schutz und Beschichtungsdiagnostik: Die Kernelemente von DA integrieren Beschichtungsuntersuchungsergebnisse (z. B. DCVG, ACVG) und CIPS-Daten, um die CP-Abschirmung, die Ablösung und die Leistung des kathodischen Schutzes zu bewerten.
- Prädiktive Analytik: Vorhersagen zum Vorhandensein und zur Tiefe von Korrosion werden mithilfe von Machine-Learning-Modellen getroffen, die auf der IDW, der umfassendsten Wissensdatenbank der Branche zum Thema Integrität, trainiert wurden. Ein Datenpool, der historische Inline-Inspektionsdatensätze für über 27.000 einzigartige Pipelines enthält und Geodaten, Eigenschaften des Pipeline-Designs und vom Betreiber bereitgestellte Aufzeichnungen umfasst.
- Gezielte NDT im Graben: Ein wesentlicher Bestandteil eines effektiven Pipeline-Integritätsmanagements ist die Überprüfung gemeldeter Anomalien und die Bestätigung der Abmessungen. Die NIPA-Analyse identifiziert genau die Bereiche, in denen Anomalien oder Verschlechterungen vorliegen können, wodurch unnötige Ausgrabungen vermieden werden.
- Bewertung der Gebrauchstauglichkeit: Bewertung der vor Ort gewonnenen Erkenntnisse unter Verwendung geeigneter Methoden und Techniken auf der Grundlage internationaler Best Practices. Festlegung von sicheren Betriebsgrenzen, Reparaturbedarf und Restlebensdauer.
Die integrierte Inspektionssuite von NIPA deckt mehrere Bedrohungsklassen ab:
- Externe und interne Korrosionsschäden.
- Identifizierung von Bereichen, die anfällig für Spannungsrisskorrosion sind.
- Schläge, Beulen, Kerben, Ovalität und illegale Anzapfungen durch Dritte.
- Durch Georisiken verursachte Dehnungen, Verformungen und Spannweiten.
- Beschichtungsverschleiß und CP-Abschirmung.
- Fehler in der Fertigung und Konstruktion.
Nach den Erfahrungen von ROSEN reduziert die Integration zusätzlicher LSM- und Predictive-Analytics-Datenströme in die NIPA-Methodik unnötige Ausgrabungen um mehr als 50 Prozent im Vergleich zu DA, das sich ausschließlich auf Korrosion konzentriert. Dadurch erhöht sich die Trefferquote bei der ersten Ausgrabung kritischer Anlagen mit einer Erfolgsbilanz von 100 % bei der Übereinstimmung der ERF-Klassifizierungen von Defekten über 0,9 an verifizierten Standorten.
Was bedeutet das für Pipelinebetreiber?
Für Führungskräfte in der Wirtschaft bietet NIPA eine vertretbare Risikominderung und kann Versicherungsgespräche stärken, während gleichzeitig die Lebensdauer nicht inspizierbarer Anlagen verlängert wird, ohne dass erhebliche Investitionen erforderlich sind. Für Vermögensverwalter vereint es unterschiedliche Arbeitsabläufe bei einem einzigen verantwortlichen Partner, halbiert unnötige Ausgrabungen, rechtfertigt Investitionen in die interne Inspektionsfähigkeit ausgewählter Pipelines und beschleunigt Entscheidungszyklen.
Der historische direkte Bewertungsprozess kann und wird durch KI und Datenanalyse mithilfe des ROSEN NIPA-Prozesses transformiert. Durch die Zusammenführung von Pipeline-Historien, CP-Daten, Umweltbedingungen und Betriebstrends können wir Vorhersagemodelle erstellen, die die Erkenntnisse von ILI und IngenieurInnen so weit wie möglich nachbilden. Das ist Integritätsmanagement im Stil der Big Tech: die Umwandlung riesiger, fragmentierter Datensätze in entscheidungsreife Informationen.
Unser Ziel ist es, die Art und Weise, wie wir den sicheren und zuverlässigen Betrieb von Pipelines verstehen und verwalten, die nie für eine Inneninspektion ausgelegt waren, völlig neu zu überdenken.
Der Weg in die Zukunft der Integrität nicht molchbarer Pipelines
Die direkte Bewertung wird weiterhin ein fester Bestandteil der Regulierung bleiben. Die Zukunft eines sicheren und wirtschaftlichen Pipelinebetriebs für nicht molchbare Anlagen hängt jedoch von Ansätzen ab, die über die Korrosion hinausgehen. Nur durch die Integration mehrerer Datenströme und die Umwandlung unterschiedlicher Datensätze in verwertbare Informationen können Betreiber ihr Integritätsmanagement verbessern und die mit nicht molchbaren Pipelines verbundenen Risiken reduzieren. NIPA schließt diese Lücke durch:
- Reduzierung der Unfallwahrscheinlichkeit durch Erkennung mehrerer Gefahrenquellen.
- Senkung der Gesamtlebenszykluskosten durch Eliminierung von mehr als der Hälfte unnötiger Ausgrabungen, Maximierung der Betriebszeit und Aufschub größerer Investitionsprojekte.
- Verlängerung der wirtschaftlichen Nutzungsdauer durch evidenzbasierte Reparaturstrategien und adaptive Neubewertungsintervalle ohne kostspielige physische Modifikationen.
- Stärkung der Compliance- und Versicherungspositionen durch transparente Datenherkunft, über das Minimum hinausgehende Bedrohungsabdeckung und benchmarkbasierte Leistungskennzahlen.
Für Betreiber bedeuten diese Vorteile ein geringeres Unternehmensrisiko, eine verbesserte Kapitalrendite und eine auf Umwelt-, Sozial- und Governance-Aspekte abgestimmte Unternehmensführung. Für Vermögens- und Risikomanager bieten sie einen einheitlichen, fundierten Fahrplan für Inspektionen, Modifikationen, Reparaturen und Budgetprioritäten, der von einem einzigen verantwortlichen Partner unterstützt wird, anstatt von einer Vielzahl unterschiedlicher Auftragnehmer. Der ROSEN NIPA-Prozess und sein neuartiger Ansatz für die Integrität nicht piggbarer Pipelines bieten Betreibern einen messbaren geschäftlichen Mehrwert:
- Sicherheit und Umweltschutz: Die frühzeitige Erkennung von Schäden durch externe Einflüsse ermöglicht gezielte Reparaturen und verringert die Wahrscheinlichkeit von Leckagen.
- Regulatorische Widerstandsfähigkeit: NIPA erfüllt nicht nur die Anforderungen zur Umsetzung von DA, sondern geht sogar über die vorgeschriebenen Mindeststandards von DA hinaus.
- Weniger Ausgrabungen, geringere direkte Ausgaben: Durch die gezielte Einstufung von Anomalien graben Betreiber nur dort, wo integrierte Daten eine Ausgrabung rechtfertigen. Dies kann zu Einsparungen in Millionenhöhe pro Integritätszyklus führen.
- Minimierung ungeplanter Stillstände: Die frühzeitige Erkennung von schnell wachsenden Defekten gibt Betreibern die Möglichkeit, Reparaturen während geplanter Ausfallzeiten durchzuführen und so ungeplante Ausfallzeiten zu reduzieren.
- Konsolidierte Datenanalyse: Dank des konsolidierten Datensatzes des IDW entfällt für IngenieurInnen die mühsame Arbeit des Abgleichs von Tabellenkalkulationen und der Sammlung externer Berichte.
- Auswirkungen auf das Endergebnis: Über direkte, indirekte und transferierte Ausgaben hinweg amortisieren sich die Investitionen von ROSEN-Kunden in NIPA oft bereits innerhalb des ersten Bewertungszyklus.
Auf Unternehmensebene führen diese Vorteile zu einer verlängerten wirtschaftlichen Lebensdauer der Anlagen, aufgeschobenen Investitionen, besser vorhersehbaren Abschreibungen und einer verbesserten Widerstandsfähigkeit des Portfolios.
Wenn ein Integritätsprogramm noch immer ausschließlich auf Korrosionsdaten basiert oder durch Einschränkungen hinsichtlich der Durchgängigkeit begrenzt ist, ist es jetzt an der Zeit, NIPA zu evaluieren.
Lewis Barton
Service Manager, ROSEN Group
Lewis ist seit 14 Jahren bei ROSEN tätig und bietet technische Beratung für globale Projekte. Seine Erfahrung umfasst verschiedene Bereiche, von der Durchflusssicherung bis zur Pipeline-Inspektion, aber er hat sich stets auf die Integrität nicht-molchbarer Pipelines spezialisiert. Heute leitet er das Portfolio von ROSEN für oberirdische Dienstleistungen und entwickelt und liefert nicht-invasive Inspektionslösungen für Pipelines und kritische Anlagen – dabei kombiniert er neuartige Technologien mit bewährten konventionellen Methoden, um das Integritätsmanagement zu verbessern.
Jabbar Mirzoev
Global Business Line Manager NDT Diagnostics
Jabbar verfügt über mehr als 18 Jahre Erfahrung in der Öl-, Gas- und petrochemischen Industrie, wo er internationale Teams leitete und die Geschäftsentwicklung in der GUS-Region und Mitteleuropa vorantrieb. Mit seiner Kombination aus technischem und kaufmännischem Fachwissen hat er sich auf Inline- und Roboterinspektionen sowie fortschrittliche NDT-Technologien spezialisiert. Heute hat er eine globale Führungsposition bei ROSEN inne, wo er die Entwicklung von NDT-Dienstleistungen und die Marktstrategie leitet und gleichzeitig innovative Integritätslösungen für kritische Pipelines und industrielle Anlagen vorantreibt.