Fiber Optic Leak Detection Systems for Subsea Pipelines.docx
《Fiber Optic Leak Detection Systems for Subsea Pipelines.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《Fiber Optic Leak Detection Systems for Subsea Pipelines.docx（22页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
FiberOpticLeakDetectionSystemsforSubseaPipelines
OTC23070
深海管道光纤泄漏监控系统
BenjaminEisler,GenesisandGlennA.Lanan,INTECSEA公司
版权所有者2012，沿海科技会议
声明
本论文是为于2012年4月30日至5月3日在美国休斯敦举办的近海技术会议所准备的论文报告
OTC委员会通过回顾包含于摘要中作者用来向他人陈述的观点来选定本篇文章作为陈述报告。
OTC委员会尚未修改本论文的内容，且最终修改权归本文作者所有。
本论文不代表OTC的任何立场。
未经过OTC委员会的允许，禁止举办方或者与会者在因特网上分享或收藏本论文，且复印部分不得超过300字，插图不允许复印。
复印件必须包含明显的OTC只是产权标志。
摘要
本论文概括了泄漏监控技术用于海底管道的可行性，并且光纤在直接观测系统中用来改进泄漏检测能力中所扮演的潜在角色。
用于监测近海管道潜在泄漏的可行系统是基于管道内部的流动情况以及压力，但这些因素往往无法快速检测到管道的小漏洞。
由于基于流量的监控系统的限制性，可变式泄漏监控系统已被用于一些专门的深海管道项目以弥补其他监控系统的不足。
现代光纤分布式感应技术填补了长久以来的泄漏监控能力的不足之处，其潜力也被日益重视。
管道行业一直致力于改善泄漏监控系统的能力。
但是，这篇论文所阐述的的主要应用在于那些不能完全被基于流量情况的简易泄漏监控检测系统所覆盖的近海管道工程以及增强对油管道泄漏的监控能力。
这些应用包括深海管道，这些深海管道往往已发生了泄漏，泄漏的原油无法直接到达海面直到远离泄漏点几英里外才在海面发现原油泄漏，以及由于冬天海面结冰但有明显泄漏情况的北极带管道线。
其它潜在应用包括海底油田开发和特殊海域环境的管道安装。
分布式光纤感应系统可以对长达数英里的管道的温度，噪声或者震动和应变情况进行实时监控。
任何一项监控参数的改变都意味着泄漏发生或者是存在其他对管道安全的潜在威胁。
光纤监控系统已被安装到近海管道工程中，且会在近期对光纤漏洞监控系统进行测试。
总结了近海光纤管道泄漏检测技术的成就和装备。
由于海底管道的光纤监控系统应用限制性，所以该应用并未特别的以泄漏监控为目的来应用。
光纤监控系统对泄漏监控阈值的定义和设计过程，安装难易程度以及系统的修复能力
都对FOC系统在任意检测漏洞的操作过程中起到了关键作用。
引言
内部泄漏监控系统历史上被用于长期或永久监控海底管道。
这些系统检测的内部参数很多，比如内部压力或者是基于内部压力的流量，温度，密度，或者是监控流动的仪器参数。
方法参数同操作方法的差异或者是通过计算预测的方法来向操作者报警泄漏事件。
但是，这些仪器通常被安装在离泄漏点较远的管道末端。
这对敏感性有一定的影响。
测量方法的不精确性同样也会导致测量参数的错误。
由于传感器固有的敏感性和固有的误差，对这些内部泄漏监控系统的预警设定的选择可能会造成一些非必要的误报（很讨人厌的误报）。
因此，警报设定等级通常会设定的足够高来避免误报。
然而这样做的话一些在系统警戒等级之下的较小的泄漏则不会被探测到。
对那些已经低于系统最小监控阈值的潜在泄漏则依赖于海底管道的空中监控和船舶监控，且这些泄漏已经在海面上能明显的观测到。
深海管道一种长期泄漏可能表现为在水面上能明显看到且由于海流的原因，泄漏点离发现点已有一段距离。
这样会使确定泄漏点的时间增长，尤其是在发现点附近有多个管道或者是有油田在开发。
北极带海底管道的特殊性在于冬天海面会在数月或者更长的时间内被冰覆盖。
一次低于系统泄漏检测最小警戒值的长期泄漏会一直被无法探测到，直到冰融化，在大量原油泄漏积累之前，此次泄漏才会被其他方式的监控系统发现。
一次慢性泄漏所泄漏的油量会超出一次完整管道破裂泄漏油量几个数量级。
介于这些因素，现在迫切需求对侦测那些低于内部泄漏监控系统阈值的小型长期泄漏的的侦测范围进行改善。
在管道的外围可以监控到的管道参数包括噪声，温度变化，烃的存在，与管道的应变。
外部泄漏检测系统和技术，在可以监视发生在管道外情况的条件下，同内部泄漏检测系统相比，可提高灵敏度且降低泄漏监控阈值。
影响外部泄漏监控技术应用的因素包括：
商业可行性，开销，安装及维护难易性，长度限制，深度限制，以及对分布式光纤系统的实际的最小泄漏检测阈值进行定义/验证。
泄漏监控系统的商业化可行性
众多具有商业可行性的泄漏监控系统可以被分为内部泄漏监控系统和外部泄漏监控系统。
有的要求对管道进行周期性检测，声学检测或对管道线路进行定期调查或是用海底机器人（ROV）检测。
其他的更适用于近海岸管道。
接下来是一些可以永久性的安装在管道上的和被认为适合深海泄漏监控功能的一些高科技概要。
远距离传感通常把外部泄漏监控系统排除在外，因为相对于其他方法来讲它们对于深海的适应性和耐寒性的优势并不大。
内部泄漏监控系统
∙线性补偿达到物质平衡
∙压力趋势监控
∙实时传输监控
∙低压安全
∙周期性异常压力测试
∙压力波/声波监控
外部泄漏监控系统
∙真空环面监控
∙油气监控系统
∙分布式光纤温度监控系统
∙分布式光纤声敏监控系统
∙分布式光纤应力感应监控系统（不是非常重要的泄漏监控系统）
内部漏洞检测系统
内部漏洞检测系统依赖于管道内部的压强，温度，流量或者是对密度的测量。
有时候它们也涉及到例如计算机漏洞检测系统。
但是，依旧有一些外部漏洞监控系统用计算拟合的方法来
监控管道是否泄漏
线性包补偿达到质量平衡（MBLPC）
MBLPC是一种计数的方法，可以认为是一种计算流体从入到进的计算系统。
流率受在入出口或者二者之间任何处的流量，其温度和压强因素的影响。
这种类型的系统工作良好并且能获取至少百分之一的单向管道的泄漏阈值，尤其是一天的测量结果被认为成多天的测量结果。
系统不提供限制多相管道最小泄漏探测阈值能力，像是单相管道那样。
多相流动测量比起单相流动测量精确性要差一些，但多相管道对液体的控制性更好些。
压强走势监控或者实时传输分析监控或许能突破多相管道泄漏阈值监控的限制性。
结合MBLPC和压强走势监控的技术现在正被应用于英国石油公司的北极星石油管道的监控中。
为了发现低于混合MBLPC和PPA技术所测量的泄漏阈值的泄漏，LESO水汽敏感系统已被作为第二个外部泄漏监控系统被安装以用来发现长期泄漏。
压强趋势监控
压强趋势监控就是用监测压力的方式来监控管道内部的情况。
如果一系列测量参数与正常状况下的历史数据不同，警钟就要被敲响。
压强趋势监控系统倾向于找到大泄漏点，其速度要比MBPLC在单相流体管道搜索速度要快很多，但是压强趋势监控系统相比单向管道的MBLPC系统对泄漏等级的监控有着更多限制性。
EFA科技的压强点分析技术是压强趋势监控的一种。
它已被用于同MBLPC技术的结合，并辅以LEOS水汽敏感系统。
实时传输分析监控
事实传输监控包括基于流量对流动情况的分析，压强，和从监测仪器工具中获取的温度数据来估计沿着管道内部的流动情况。
这些估计数据是由各种仪器和工具的实时监控基础和流量，压强，和温度大小演算而来的。
如果估算数据同额定数据有足够的差异，那么就要警惕了。
这些系统一直倾向于测试方法的精确度限制且减小漏洞检测阈值限制。
或许对于多相管道来说实时传输监控是一个不错的选择
低压安全
低压安全监控（PSL）是一种在非北极圈管道项目中一种非常普遍的泄漏监控方法。
尽管正式的泄漏监控软件并不是系统的一部分，但是压强传输的逻辑控制链已被应用。
压力警报设定在正常压强水平之下，而通常压强检测仪器传输收集数据的地方（通常在管道的入口或者出口附近）压强是正常的。
一次足够严重的泄漏会引起管道入口处或者是出口处压强低于正常情况下的压强并且触控到低压警报，从而泄漏警报便会发出。
为了避免误报或者是漏报，PSL报警器的报警范围设定会比管道正常情况下的压强范围底许多。
泄漏必须足够严重才能使管道的一个或多个压力传感器的压强低于设定PSL警戒值。
典型的，在大的泄漏已经被PSL系统检测到前，小的泄漏早已发生且未被发现，直到在空中管道线路监控发现石油已经布满海面。
PSL监控相对来说并不是一种非常精确的系统。
在1990年至2001年期间，墨西哥湾的石油输送管道有21次泄漏报告，而这些管道的主要监控方式正式PSL监控系统。
在这21次泄漏事故中，其中5次石油PSL监控系统预测报警的，而其余的16次的泄漏规模较小并由其他监控方式预测报警，比如原油已经泄漏至海面。
阶段封闭压力测试
阶段封闭压力测试是一种使泄漏监控阈值趋于零的敏感测试方法。
它可以监控到任何大小的泄漏，包括长期泄漏。
它可以被用于那些有间歇流的区域，且这些区域的流量要求可以允许管道周期性关闭一段时间以用来做封闭阶段压力测试。
但是，区域管道关闭对于大部分石油，天然气管道并不兼容，尤其是对处于深海和北极圈内的设施。
低气温，水合物的冲击，管道结蜡严重和石油泄漏事件都会从经济上和技术上对发展中的管道系统的阶段压力测试进行限制。
压力波/声波监控
压力波/声波泄漏监控系统会发现那些由于泄漏而造成的波动减弱。
当管道泄漏发生时，在泄漏处压力会下降且泄漏时的“声音”会通过石油传导到管道“末端”。
当监控的压力发生改变时压力传感器会把信号传导管道末端且发现并定位泄漏点。
压力趋势监控系统也可以担当此项任务。
但是，压力波监控系统仅依赖于压力波，同压力趋势监控系统一样，对于历史压力趋势中很多细微的压力改变所导致的小泄漏事件，均未能检测到。
一旦这个波段过去，那么压力波/声波监控系统永远都不会发现这次泄漏。
因此，对于细小的泄漏事件，压力趋势监控系统表现或许要比压力波/声波监控系统好一些。
外部泄漏监控系统
外部泄漏监控系统依赖于监控液体，气体，温度或者只有在管道泄漏发生时才能收集到的数据。
真空环面监控
真空环面监控是对于双层管道间的表面管道和内部管道间的真空处的压强进行监控。
为了减小传感器的数量，传感器的链接，以及沿近海管道的铺设的缆线长度，以及需要保证管道内壁真空的连续性得以被监控。
虽然这个系统没有对泄漏监控阈值的限制，但是长度，升降能力以及安装大型双层管道与其他管道安装时的开销限制了这项技术的应用。
一些体型巨大的管道或是多个管道就需要更笨重的工具和装备来进行安装，或是对安装工具进行改装，或是这些管道根本就无法安装。
从距离上来讲，6至10公里或许更接近于这种应用的极限。
隔水防护壁被有规律的区段式安装在双层管道系统中。
其目的是为了防止管道在安装或是操作的过程中可能会受到破坏或者渗水真空区域段，以确保在上述情况发生时，未受到损坏主要管道能继续提供有目的性的热隔绝条件下的监控演算。
在隔绝或者限制渗水的大部分管道段情况下，仍允许管道进行不间断操作。
但是这些隔离区限制了监控管道的长度，且这些管道长度已经超出了隔离空间最小容度，这些长度大约一般在6至10英里或者更短且完全是依据热隔离的流动精确性特征来要求的。
隔离失效会造成管道结蜡，或引起氢氧化物，或者在温度降到低于石油流动点温度时会很明显的造成流量减小。
尽管监控环面主要是监控气压，或许同监控环面主要是判断环面内部真空是否泄漏一样有效，建造连续的管道，比起在气压中的环面，真空环面要好一些。
首先，对于浅水管道，外层面管道的情况更容易被监控到。
其次，真空可以减少环面内的水蒸气。
再次，真空相对于气压环面来讲可以提供更好的热隔离效果。
最后，对于北极带的近海管道在冬季冰下安装时，真空可以确保即使管道在冰雪覆盖的情况下仍可以移动且保持环面监控避免误报以及来确保一旦冰雪融化管道可以重新开始安装。
现在，先锋资源公司（PXD）Oooguruk油田和意大利埃尼集团（ENI）阿拉斯加Nikaitchuq油田的三期管道工程已经把真空环面监控作为主要的海底管道漏洞监控方法。
油气感应系统
油气感应系统包括沿埋藏管道长度安装的一个半独立式非渗透管。
在阻止水或者其他液体进入管的同时，这个管允许油气进入周围的管。
在间歇性隔离时，要么每天要么每周，真空泵都会将通过管传传输到气体传感器用来分析和预警的空气，或者是瓦斯，或者是油气全部抽出。
基于对油气传输时机的把握，管道泄漏的位置会很快被发现。
LEOS系统是气体敏感泄漏检测系统，且已被应用到北极圈深海管道项目中。
但是，对于其他有联系的管道项目来说却有一定的限制性。
有一个大约25km长的管道长度限制。
该系统对水深的限制大约在15m左右（50ft）。
同时，管的最后部分的安装必须位于水面之上。
一个终端是将干燥的气体注入管中，另一个终端是将气体注入气体传感器中。
虽然该系统对于小泄漏和长期泄漏非常敏感，但是水深限制和LESO系统的终端必须安装在水面上的安装需求使得该系统在半深海和浅海域的应用受到限制。
可选式电子管氢氧化物感应系统和点感应系统对于海底管道适用性都不是很好。
分布式光纤传感系统
该光纤技术是依赖于安装在沿管道铺设的光缆，其本身就有连续性和且可作为传感器来使用。
这同管道上的分离，单点测试工具有些不同。
有三种分布式光纤技术可被用于监控管道。
他们依赖于对不同光带的反向散射来确定光纤传感器可以被使用（图1）。
它们是：
分布式温度传感（DTS）—拉曼或布里渊反向散射
分布式声传感（DAS）—瑞丽反向散射
分布式应变感应（DSS）—布里渊反向散射
空间分辨率
尽管光纤具有连续性且可以作为连续传感器，但分布式光纤系统被其空间分辨率所限制，就如同光纤的空间增量一样的数据增加。
或许这些工具可以获取空间分辨率中间的点，但是这种方法会获取在每个空间分辨率的节点处平均超过空间分辨率长度的最终测量数据。
这对分布式光纤传感系统的精确性和敏感性都会有影响。
这就意味着如果对于有1m或者1.5m空间分辨率系统或者工程中被监控项目中缆绳长度仅仅是发生0.5m的改变，理论上就会引起两倍于最小警戒值。
更多的细节基于各种光线传感器系统的类型。
图1：
光纤带于相关监控参数（纵轴为光强＆横轴为光波长度）T=温度ε=应变
监测长度
所有三种系统中，布里渊温度感应（DTS），瑞利声学感应（DAS），和布里渊应变感应（DSS）
它们都有25到50公里的长度限制，且取决于光纤系统的预计光功率损失以及光纤系统中的光损耗。
这些监控距离可以扩展在各种不同的方式，例如：
A.如图2中所示使用两种仪器（在管道的每个端部部署一个）为两倍于25到50公里的覆盖长度同另一台仪器链接。
B.使用光中继器/放大器使用远程泵浦将光从远程“拉”过来，在大于25至50公里的覆盖范围内，通过高于水面的非监测光纤来放大在监控光纤环路的信号。
C.电动中继器/放大器，使用电能来增强本地监测光纤中的信号，一般使用于大于25到50公里的管道覆盖范围。
D.为从大于100公里的管道长度的远程单元到光纤环的中部，使用远程单元来扫描25至50公里的从附加的光纤终端。
（如图3）
E.A方法结合D方法来覆盖长度大于200公里的管道。
上述B和C延长方案有两个缺点。
首先，以测试或验证管道监测为目的得，尚未成功使用任何一种类型中继器/放大器。
尤其是对于还处在理论阶段的方案B。
其次，由于监测管道长度的增加，以温度（DTS）监控应用为例，如图4所示的方差在重复性增加（恶化），结果会导致潜在的敏感性损失和泄漏检测性能预警能力下降。
迄今为止，只有方案A和方案D已被验证和基准测试。
远程扫描单元（远程模块，方案D）的船运技术仍然需要电源供给。
然而，中继器/放大器信号（功率）增益均衡和电动激光光源已实现对紧凑的单元的船运技术的缩小化，小道义个6英寸的直径和一个9英尺的总长度，包括弯曲节流。
此外，由一铜导体管环绕在光纤，不锈钢或聚对苯二甲酸丁二醇（PBT）外包的外侧电信光纤电缆已被制造出来。
铜导体向电信中继器/放大器供电。
因此，在光纤电缆线中，一个紧凑的包装中的可移动远程扫描台，其动力可以完全由海底电力供应，这样的方案则是可行的。
水深限制。
没有与分布式光纤电缆系统关联的水深限制。
图2：
单末端安装仪器和双末端安装仪器的检测长度对比
图3：
使用远程扫描单元来增加检测距离长度
图4：
不同距离使用DTS进行反复测量趋势图
分布式温度传感（DTS）
分布式温度传感利用温度分析仪来测量温度及两个或两个以上沿着地下管道的长度铺设的光纤（或在地面的绝缘管道内部），以在设备中安装一个进出的光纤环（图2）。
标准的通信类型，单一模式（布里渊系统），根据不同的项目，玻璃光纤可作为温度计。
且在一个典型的空间分辨率2μm以下提供分布式覆盖，当局部温度发生变化时，泄漏报警器被触发，并且确定其位置。
有两个反向散射光带是反应温度且可用于DTS监控。
一个是拉曼，另一种是布里渊。
光在拉曼光谱上反应的是温度的大幅度增加或大幅度减少。
光在布里渊在光谱上反应的是波长位移导致的温度变化。
虽然两个光谱已被不同的供应商在不同的应用中取得成功，但在长距离输送管道的泄漏检测中，基于布里渊的DTS系统比基于拉曼的DTS系统要更具有吸引力。
近海管道目前使用的基于布里渊原理开发的监测系统，是由一台在管道的一端仪器，并且没有中继器/放大器或远程扫描的单位，其限制长度一般在25到50公里。
用拉曼光谱为基础的系统，这个长度被限制在8公里左右。
该技术已成功应用于建筑物/构筑物的火灾监控，通常这些火灾会造成明显的温度变化（ΔT）。
然而，对于管道泄漏检测，温度变化可能不足以明显的检测到慢性泄漏。
被由泄漏产生的温度变化肯定会提高，或者比安装在土里的管道的正常操作温度，或是在DTC的解决/敏感温度之上。
虽然海底原温度可能会比一个温暖的操作管道温度底一些，但是周围管道的土壤温度将接近管道的工作温度，并且温度将沿着管道长度变化。
此外，对于同一沟槽内管道捆绑或多个管道，一个单一的光纤可能无法从温度变化检测到小的泄漏。
在检测小的泄漏时DTS的性能将会会受到以下因素的影响：
∙空间分辨率（图5）。
空间分辨率的长度平均发生过度会影响到灵敏度。
1.5米的空间分辨率的情况下，图5显示了一个慢性泄漏是如何被忽视的。
如果举例来说，警报报警的界限是在2.5°C以上，其泄漏的大小，只使截面直径为0.5m的管道温度升高了2.5°F，且泄漏会被忽视。
这是因为只有一个1°C的温度变化可能会被系统登记。
同样，对于截面直径为1m的管道来说，一个稍大慢性泄漏引发2.5°F的温度升高，且该次泄漏可能也会被忽略。
因为由系统中登记的温度上升可能仅为2.4°F。
这种精度（和灵敏度）的问题是与空间分辨率内的平均长度相关联。
∙长度范围（对敏感度的影响，见图4）
∙扫描时间-对于小型慢性泄漏检测或是在北极带内的其它报警监控，15分钟到1小时或者稍长一点是可以被接受的。
这与通常情况下快速检测大泄漏或只能依靠每周的高空检测来发现小的慢性泄漏的敏感环境地区（如含水层补给区或沼泽）。
在北极，由于整个冬季海面都被冰覆盖着，所以在漏洞被发现前，泄漏原油量可能比在一个星期内检测到泄漏点时所泄漏的原油量大到20至30倍。
∙埋在土里的管道的稳定工作温度（原位温度到管道启动的温度变化）。
∙泄漏流体到达监控管时的温度。
∙光纤相对于管道泄漏的位置。
石油和天然气通常比海水轻，因此，管的最佳位置是在管道的顶部。
∙流体类型（油，气，水或多相）。
∙管道隔热性的存在-绝缘体对增加流体与土壤的温度有着显著差异，在一些短距离绝缘输油管道中，这种差异可以更容易检测到泄漏。
然而，随着焦耳-汤姆逊冷却，对于绝缘的短距离天然气管道，发现漏洞可能更具挑战性的。
∙管道掩埋-流体从掩埋管道泄漏是不太可能接触到监控管的。
图5：
对于1.5M空间分辨率，空间分辨率对精确性的影响（敏感度）
应用及测试
DTS系统已经被安装在先锋资源公司（PXD）Oooguruk油田和意大利埃尼集团（ENI）阿拉斯加Nikaitchuq油田中以用来监控这俩家公司在北极带的管道项目。
Oooguruk油田和Nikaitchuq油田的系统的目的是监测土壤回填保护近海北极装载机构管道的完整性，而不是专门被用于泄漏检测。
流动保障模拟和三维热有限元建模被用来估计光纤监控缆线和捆绑的管道外部周围的最大和最小温度曲线图，以此检测项目开发过程中的操作情况。
通过对河水潜在温度的最小温度曲线图的分析比较，得出有足够的温度变化来触发报警（一般在3°C左右）。
DTS系统已经安装的几个陆上管道以用来泄漏监控检测。
某干燥陆地盐水管道在启动6个月后发生了一次泄漏，而这次泄漏被DTS系统所监控到。
然而，关于泄漏的大小，管道长期工作温度史，管道的准备史，挖掘之间的时机把握的细节等，上述因素被认为造成了泄漏和泄漏检测的未报警。
已经有几个DTS系统供应商独立的或者与管道运营商合作进行多个示范试验。
但是，大多数测试是有限的，比如这样的测试条件不一定代表实际的海底管线条件，因为可能实际是这条管道只有20年的使用寿命。
然而，一个测试的成功就可以保证天然气管道长距离运输。
这个测试是由英国Sensornet公司进行的，并检测的压缩气体泄漏时温度的焦耳-汤姆逊变化。
结果表明，对于非绝缘天然气管道，DTS系统时具有足够的敏感度去探测小的泄漏。
从“小口径管道”泄漏的的泄漏率据报告为120升/分钟（4.24ft³/min=6,100ft³/day）。
然而，只有一个2℃（3.6°F）的温度降低被测量到，并且相对于25至50公里长的缆线，在测试中使用的缆线的长度约200m。
未报告的空间分辨率被认为是非常小的。
光纤网也被用来监测管道周围的区域，所以用于全范围检测温度变化的得到了改进。
该测试也可在陆地上进行。
对于直径大于12英尺的管道，泄漏在同一低流量有可能检测不出来，这取决于泄漏相对光纤的位置。
分布式声传感系统（DAS）
分布式声传感器利用安装在管道末端的一个检测仪或者是沿着管道铺设的两根或者多跟光纤来对声辐射进行监控的。
将光纤作为一个分布式声传感器（麦克风），用来获取沿管道的振动的声音。
当其一个可与管道泄漏区别的相关联声事件被系统检测到时，泄漏报警被连同关于该泄漏的位置信息一并发出。
瑞利频带被用于监视光纤所拾取的的声振动。
在瑞利波段的光作出反应，在强度的增加或减少声学变化。
在无放大器/中继器且只有一台仪器在管道的末端的情况下，监控基于瑞利声系统的监测能力已经达到25至50公里，。
该技术已被用于机场周边的安全，因为该技术可以检测到在光纤铺设区域的脚步声。
DAS也已被国境安全局（国土安全中心部的高级安全局和移民局）与亚利桑那大学用于边境保护监控。
这项研究表明，一个微弱的信号，如35磅狗“在缓慢散步”，无法被埋在距离地面18英寸的光纤系统检测到。
检测的更强的事件，如同一只狗跑起来，则可以被检测到。
一个200磅重的人跑在在一辆运行的皮卡车后面是难以被察觉的，这是由于卡车的背景噪音。
有效信号分类器和/或模式识别算法是必需的，这样可以帮助我们识别是卡车还是人。
因此，系统的泄漏检测阈值可能仍然有限制，因为流动的管道的背景噪音可能隐藏一个小的慢性泄漏。
然而，分布式声感检测不需要电缆接触到冷/热水泄漏流体，因此它可以比分布式温度感测更有前途。
DAS系统检测慢性小泄漏的检测能力（灵敏度）会受到以下几点的影响：
∙空间分辨率
∙覆盖长度（敏感度的影响）
∙扫描间隔
∙漏洞大小
∙泄漏的强度-从现有的背景噪音中检测和分辨识别出泄漏事件。
∙背景噪声，如流体流过管道，水下生产系统，清管，波浪，海流，船舶交通，冰产生的噪声（脊的形成，开裂等），海洋生物等。
∙土壤条件对埋地管道的影响（松土与硬土）-虽然声音/振动会在一些土壤里能比在在海水里更好的被传输，一个小的慢性泄漏的声音/振动也可能被土壤掩盖。
∙缆线的位置以及管道（和泄漏）的距离-例如，一个高压空气软管（900psig的内压）的泄漏量0.027ft³/min（38f
升级会员 