Slik skal Leakage Sonar System (LSS) fungere: Lydbølgene sendes ut fra enheten til venstre mot infrastruktur opp til 1000 meter unna plattformen. Systemet detekterer, analyserer og gir en alarm om lekkasjen er over bestemt nivå. Det skanner 0-360 grader horisontalt og 90 grader vertikalt kontinuerlig. I tillegg kan man følge lekkasjens utvikling presentert i 3D (innfelt bilde).
Slik skal Leakage Sonar System (LSS) fungere: Lydbølgene sendes ut fra enheten til venstre mot infrastruktur opp til 1000 meter unna plattformen. Systemet detekterer, analyserer og gir en alarm om lekkasjen er over bestemt nivå. Det skanner 0-360 grader horisontalt og 90 grader vertikalt kontinuerlig. I tillegg kan man følge lekkasjens utvikling presentert i 3D (innfelt bilde). (Illustrasjon: Metas)

Metas

Aktiv akustikk avslører olje- og gasslekkasjer under vann

Norsk teknologi kan skille mellom lekkasjer og naturlige bobler fra havbunnen.

I Åsane utenfor Bergen har oljeservice-selskapet Metas utviklet en akustisk teknologi for å oppdage lekkasjer av olje og gass. Selskapets sentrale innovatør på dette området er teknisk direktør Terje Torkelsen.

Med Equinor på laget skal teknisk direktør Terje Torkelsen (til venstre) og administrerende direktør Michael Smith i Metas teste sin teknologi med aktiv akustikk i dypet rundt Troll B-plattformen. Foto: Tormod Haugstad

Med bakgrunn fra Simrad Marine og Havforskningsinstituttet(HI) der han var avdelingsingeniør for forskningsgruppen Observasjonsmetodikk, startet han Metas i 2009. Med HI som deleier fikk han IP-rettighetene til å utvikle et akustisk undervannsobservatorium.

I nært samarbeid med HI og Equinor, og med støtte fra Forskningsrådet, har Metas utviklet og produsert en observasjonsplattform på og rundt korallrev utenfor Bø i Vesterålen. Kontinuerlige målinger av havstrøm, vannsøyler og fotografering av koraller og biologisk liv gir sanntidsdata til et stort antall forskere via en to mil lang kabel til land.

– Disse dataene fra livet i havet utenfor Lofoten og Vesterålen er svært verdifulle uavhengig om det blir leting etter olje og gass i dette området, sier Torkelsen.

For Metas har dette prosjektet også ført til et helt nytt produkt.

Gjennom en kontinuerlig utvikling av stadig mer avansert teknologi for dette observatoriet har selskapet nemlig også utviklet et instrument for å detektere lekkasjer av olje og gass ved hjelp av såkalt aktiv akustikk.

Oppdaget 5,2 liters lekkasje på 700 meters avstand

– I tett samarbeid med Equinors forskningsavdeling i Trondheim fikk vi laget et system for å bruke aktiv akustikk i kombinasjon med kamera for å detektere lekkasjer av olje og gass i sjøen, forteller Torkelsen.

– I 2013 fikk vi testet dette under og rundt Kristin-plattformen. Vi slapp ut 5,2 liter gass i ett minutt og oppdaget lekkasjen på 700 meters avstand. Equinor var kjempeimponert, ettersom lekkasjen ikke ble oppdaget av selskapets egne hydrofoner på plattformen, sier han.

LoVe Ocean Observatory: Metas har i flere år samarbeidet med Equinor og Havforskningsinstituttet om å videreutvikle undervannsobservatoriet for kartlegging av havstrøm, fiskebiologi og koraller utenfor Hovden i Vesterålen. Bildet viser enheten X-Frame som har et utstyrt med en rekke sensorer og stereokamera for måling av koraller. Ill: Equinor/Metas

Men høsten 2014 kom oljeprisfallet og dermed ble det stopp på videre kvalifisering av teknologien. Torkelsen innrømmer at han var langt nede da, men så i 2017 ble han igjen oppringt av Equinors forskere i Trondheim.

– De mente systemet var så godt at det burde testes videre. Nå har vi en avtale om å gjennomføre en test rundt Troll B-plattformen i juni. Vårt store mål er jo at dette utstyret skal bli kvalifisert og modent for industriproduksjon. Det vil bidra til en mer bærekraftig olje- og gassproduksjon, sier Torkelsen.

Oljeindustrien mangler i dag utstyr for en tidlig detektering av olje- og gasslekkasjer under vann. Plattformene er utstyrt med punktsensorer, såkalte metansniffere og hydrofoner. Punktsensorene er avhengig av at de treffes av en gass eller registrerer hydrokarboner i sjøvannet basert på f.eks. endring av trykk eller temperatur. Dermed vil slikt utstyr bare fange opp lekkasjer på eller rett ved plattformen, og ikke definere omfanget. Et annet operasjonelt problem er at dagens teknologi ofte utløser falske alarmer.

Definerer lekkasjen

– Vår teknologi kommer i tillegg til disse sensorene. Den representerer en betydelig forbedring ved at den kan posisjonere og kvantifisere en lekkasje innenfor observasjonsvolumet. Det vil alltid komme bobler med gass og olje opp fra havbunnen. Vår teknologi kan definere slike naturlige lekkasjer og skille dem fra lekkasje fra infrastrukturen. Og det er mye vanskeligere å definere dette på dypt vann og opp til 1000 meter unna selve måleplattformen, sier Torkelsen.

For å kunne detektere lekkasjer av olje eller gass opp til 1000 meter radius i 360 grader rundt måleplattformen, har Metas klart å definere gjenklangen (ekkoet) av olje og gass, samt skille disse signalene fra de man får fra andre mål, for eksempel ekko fra sild og annen fisk.

For å utvikle systemet bygget Metas en testrigg som var utstyrt med ekkolodd og kameraer.

Ifølge Torkelsen brukte de mellom et og to år bare på å definere akustikken. I et frekvensområde er det ulike støykilder og det aller viktigste arbeidet var derfor å definere ekkoet av ei gassboble helt ned til 1-1,5 millimeters størrelse.

– Ved å sende ut en lydpuls mot boblene har vi laget et tolkningskart over registrerte ekko – det er akkurat det samme prinsippet som brukes på sonarer for fiskeri og forsvar. Selve kjernen i vår teknologi er programvaren som tolker mottatte ekko, og skiller olje- og gasslekkasje fra andre støykilder. Hver boble har sin egen signatur, og vi kan definere størrelsen på utslippet utfra størrelsen på bobla. Når vi har basisdefinisjonene på plass, er resten matematikk og modellering, sier Torkelsen.

I løpet av utviklingstiden fikk selskapet også støtte til en nærings-Phd som definerte nettopp ulikheten på en akustisk signatur mellom fisk og olje/gass.

– Bør bli regelkrav

Dette systemet som Metas har gitt navnet LSS skal testes rundt Troll B-plattformen i seks måneder gjennom sommeren. I første fase vil deteksjonen åpne for falske alarmer for at man i neste fase skal spisse dataanalysen for å eliminere mulighetene for slike. Testen vil koste ca. 12 millioner kroner.

På spørsmål om hvorfor Metas ikke har snakket om sin teknologi tidligere, må Torkelsen smile litt.

– Før oljeprisfallet hadde vi tre konkurrenter. Nå har vi ingen. Dette er kostbart og avansert utstyr. Med min bakgrunn fra Forsvaret og Havforskningsinstituttet har målet hele tiden vært å finne fram til det mest avanserte utstyret. Vi har derfor brukt like avansert utstyr som vi i dag finner ombord i forskningsfartøyet «G.O.Sars».

Administrerende direktør i Metas, Michael Smith, mener teknologien for å detektere olje og gass langt og dypt unna en plattform bør bli et regelkrav innen oljeindustrien. I dag er det krav om målinger, men det finnes ingen krav til nøyaktighet eller omfang. Med LSS-teknologien kan tilstanden og dynamikken i sjøen rundt en produksjonsplattform overvåkes i sanntid av operatør eller forskere.

– Jeg kommer fra hardware-industrien, og der snakkes det mest om hva utstyr kan tåle av påkjenninger over tid, men det aller viktigste bærekraftprinsippet for industrien må jo være å kontrollere naturlige og industrielle utslipp som kan skade naturen. Slik observasjonsmetodikk bør bli obligatorisk både før utbygging og under drift. Dette handler om minimering av risiko. Macondo-ulykken kunne trolig vært unngått om man hadde oppdaget lekkasje av gass umiddelbart, sier Michael Smith.

Troll A var verdens største installasjon da den ble bygget på 1990-tallet. 40 prosent av gassreservene på norsk sokkel ligger her. Plattformene Troll B og Troll C produserer olje. Equinor skal teste aktiv akustikk som en ny teknologi for lekkasjedeteksjon ved Troll B. Ill: Equinor

Gasslekkasje kunne tatt liv

Petroleumstilsynet ønsker at oljeselskapene skal investere i ny teknologi for å avdekke lekkasjer fra et økende antall subsea-installasjoner.

I 2017 var det fem rapporterte såkalte uønskede hendelser i form av lekkasjer av hydrokarboner under vann på norsk sokkel. Tallene for 2018 kommer i april.

Fagsjef Finn Carlsen i Petroleumstilsynet mener operatørene bør investere mer i utstyr for lekkasjedeteksjon fra havbunnsinstallasjoner. Foto: Ptil

Den mest alvorlige skjedde på Åsgard A 10. mars 2017 da det skulle koples til en brønn på en havbunnsramme. En isoleringsventil fra rørledning sto i åpen posisjon og tilsammen 31 tonn gass og 1,6 tonn kondensat strømmet ut i løpet av 20 minutter. Ingen ble skadet, men ifølge Equinor kunne en annen vindretning ført til eksplosjon og fare for liv ombord i riggen Deepsea Bergen som utførte arbeidet. Produksjonen ble stengt i 28 dager og Ptils gransking konkluderte med fem avvik.

– Vi har lenge vært opptatt av problemet med subsealekkasjer og ser et økende behov for at industrien investerer i utvikling av ny teknologi for å avdekke flere av de små lekkasjene, sier fagsjef Finn Carlsen i Ptil.

Fagleder for konstruksjonssikkerhet i Ptil, Geir Løland, holdt et foredrag om lekkasjedeteksjon under fjorårets Underwater Technology Conference(UTC) i Bergen. Løland sier at deteksjon subsea bør prioriteres høyere både fordi det bygges stadig flere havbunnsanlegg og fordi mye utstyr subsea begynner å bli gammelt.

Regelverket skiller ikke mellom subsea og topside og har funksjonelle og risikobaserte krav. Aktørene i industrien spesifiserer detaljkravene gjennom industristandarder og selskapskrav.

Ptil offentliggjorde 3. januar i år en bestilt studie fra DNV GL om status for lekkasjedeteksjon. Bakgrunnen for dette er et sterkt økende antall undervannsanlegg og at lekkasjer fra disse har potensial for storulykke.

Interessant å merke seg er at bare 7 av 18 operatører tok seg bryet med å svare på den omfattende spørreundersøkelsen. Oppsummert var konklusjonen at selskapene planlegger lekkasjedeteksjon seint i prosjekteringsfasen og at de bruker massebalanse-målinger som sitt viktigste instrument for å oppdage lekkasjer fremfor fysiske sensorer. Dette gir liten grad av nøyaktighet for når lekkasjen oppstår om produksjonen ikke er stabil.

Bare en operatør svarte ja på spørsmål om noe av utstyret har oppdaget lekkasje.

DNV GL utarbeidet i april 2016 en standard(RP F302) for Offshore Leak Detection. Den beskriver mer en framgangsmåte for å detektere enn bruk av teknologi. Denne står ikke i noe regelverk, men er en anbefalt praksis og en oppfordring om å bruke best tilgjengelige teknologi. Operatørene er også pålagt å screene markedet for teknologi og sørge for kontinuerlig forbedring.

– Vi har bestilt teknologien

Ledende ingeniør i Equinor, Cato Bjelland, sier til Teknisk Ukeblad at han ble oppmerksom på aktiv akustikk som teknologi under et seminar om lekkasjedeteksjon i regi av Ptil. Equinor har vært med å utvikle denne teknologien i samarbeid med Metas over mange år. Blant annet har det tidligere blitt gjennomført tester offshore på Kristin-feltet og på LOVE havobservatoriet. 

– Vi har bestilt denne teknologien fordi vi tar lekkasjer på alvor og fordi vi trenger flere metoder for å avdekke lekkasjer. Men det er alltid en utfordring å ta i bruk ny teknologi. Vi skal derfor ha en grundig kvalifiseringsfase for å se om vi kan integrere aktiv akustikk i vår drift.

– Feildeteksjon har vært et stort problem. Det reduserer tilliten og tålmodigheten med systemene, sier ledende ingeniør i Equinor, Cato Bjelland.

Equinor har nullutslipp som strategisk mål, men som det desidert største selskapet på norsk sokkel har selskapet også opplevd alvorlige lekkasjer som den på Åsgard A i mars 2017.

Bjelland sier at Equinor bruker hydrofoner, metansniffere, satelitt- og radarsystemer i tillegg til massebalansemålinger.

– Utfordringen med en del sensorer har vært at de lar seg forstyrre av andre støykilder under vann, slik at falske alarmer kan bli en utfordring. Teknologien til Metas er et aktivt system som fungerer omtrent som en radar på en flyplass. I pilotprosjektet vil vi plassere en sonarenhet på en brønnramme og sende ut ultralyd som skanner rørledninger og infrastruktur. Ved at vi simulerer en lekkasje vil vi få et ekko tilbake som lager et bilde av eventuell lekkasje. Dette er jo basert på Simrads ekkolodd-teknologi, sier Bjelland.

Mindre lekkasjer lar seg ofte ikke registrere på grunnlag av endringer i trykk eller temperatur, mens akustisk impedans kan gi sterke refleksjoner. Ved hjelp av signalbehandling kan det skilles mellom vertikale strømmer av gass og horisontale bevegelser fra en fiskestim. Impedans-forskjellen er mye sterkere mellom gass og vann enn mellom olje og vann.

– Det finnes ingen simsalabim for detektering av lekkasjer. Alle metoder har sine begrensninger, men vi håper at aktiv akustikk som optimaliseres med kunstig intelligens kan bli en god metode, sier Bjelland.

Kommentarer (1)

Kommentarer (1)

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå