SY／T 7341-2016  水下泄漏探测系统选型与应用推荐作法

寸管线处泄漏，并且泄漏量很小。 二期：对水下泄漏探测的可行技术进行了审核，见参考文献【2]。得出结论是有很多不同类型的 潜在可行技术用来连续监测水下设施。 三期：对不同类型的水下泄漏探测原理进行了实验测试比较，见参考文献【3】。主要结论是所有 的技术在实验室环境下测试都能很好地工作，均能探测到原油和天然气的泄漏。但是，由于不同技术 的优势和局限性使得在不同条件下探测效果不同。总之，天然气泄漏比原油泄漏更容易探测。

图1直接登陆的水下生产系统

目前泄漏探测系统的现场经验数据主要来自挪威地区，应用的技术也不太成熟。挪威地区的现场经 验数据包括误报警和传感器失效，以及针对这些问题提出的解决方案。这些解决方非常有效。水下的泄 漏监测应视为是一个监测系统，目前它还不能作为一个常规的足够成熟的解决方案应用于安全系统。

1调香间隔取决于油气田具体的巡检计划

下面列出了一些含有水下泄漏探测系统的油气由开发例子，列出的例子不全建筑标准，但是可以认为是 个比较有代表性的经验数据。附录C列出了更多的装有水下泄漏监测系统的例子。 一Snohvit，Statoil挪威国家石油公司。 Snohvit油气田是巴伦支海第一个油气田，由挪威国家石油公司开发。它是一个完全的水下开发 方案并且应用了当时最佳的可行技术。全部工程包括预留井的20口井和1个CO，注入井。泄漏探测 系统应用电容原理的探测器探测，设置在井口的油气收集器里，可探测油气的含量。Snohvit油气田 在水下泄漏探测器灵敏度方面遇到了一些挑战，尽管Snohvit油气田在井口设有一个主动识别气体泄 漏的设施，但有时这些探测器的读数仍会在0～100的范围之外，超出了探测器本身定义的范围。在 这个例子中，探测器探测到的泄漏值从0～100变化，并且通过相关的水下系统的压力损失进一步验 证了这个泄漏的存在。从而导致井被关断并进行进一步检查，检查结果表明在阀门阀杆处有一个间歇 的气体泄漏。Snohvit油气田有一处气体泄漏位于气体收集器之外，因此没有被电容探测器探测到。 TampenLink，Statoil挪威国家石油公司。 23km的DN800（32in）长输送管道连接Statfjord油田到英国北海。Tempenlink在挪威北海有5 个水下泄漏监测器，采用超声波原理的非插人式泄漏检测。经改造过的泄漏监测器安装在海底的两个 20in天然气阀门上，以验证/证明通过阀门的气体是否有泄漏。这些阀门是开启的，它们会被关闭用 来隔离旁通通道。管道泄漏监测器是自适应式的，可以通过ROV安装，连续运行1个月时间。监测 器在阀门关闭期间使用，并在下一阶段通过指令操作来验证其状态。 一Tordis，Statoil挪威国家石油公司。 2007年安装了被动声学探测器。海上泄漏测试调试期间，液体（水）在低于20MPa压差下排放 没有触发主动的报警；压差达到20MPa时发生报警。调查表明，水下测音器内的湿度是导致探测失 效的原因。 2010年，一种新的水下测音器密封技术测试成功，被动声学探测器再一次被应用于水下

图2在TORDIS安装的3个圆锥形声学泄漏探测器

2003年在挪威发生的一起导致750m油泄漏事故，在泄漏被探测发现之前已泄漏超过6h。 虽然安装了压力、流量和温度等过程监测系统，但是当平台附近出现油污和气味时，泄漏才 被发现。水下井口关断两星期之后，在井口重新开启时泄漏发生。随后的调查发现，过程监

测记录显示泄漏管汇内的压力下降到了海床压力。然而在重新启动时，压力降低没有被识别 出来。从这个事故可以认识到，当启动水下设备时，需要增加过程监测和/或ROV观察。

表1挪威水下设施泄漏的位置和规模报告

本部分描述的是水下设施泄漏位置的可用数据。这些信息可以用来评估水下设施哪部分需要特 意并进行监测。 统计数字取自于OLP泄漏探测工程一期报告（参考文献【11)。报告完成于2005年，涵盖了 管道和水下设备。 泄漏规模没有列在PTIL/NPD文件中。基于每一个泄漏事故提供的信息，泄漏等级分为下面四 及（参考文献【1】2）：

本部分描述的是水下设施泄漏位置的可用数据。这些信息可以用来评估水下设施哪部分需要特别 注意并进行监测。 统计数字取自于OLP泄漏探测工程一期报告（参考文献【1I）。报告完成于2005年，涵盖了海 底管道和水下设备。 泄漏规模没有列在PTIL/NPD文件中。基于每一个泄漏事故提供的信息，泄漏等级分为下面四个 等级（参考文献【1】2）： a）大型。 a）中型。 b）小型。 c）微型。 大型泄漏是指大的裂痕、裂缝、破裂，或是连续的液体泄漏。中型泄漏是指存在明显的泄漏，但 泄漏量不大。小型泄漏是指泄漏量小但是已经触发校正动作。微型泄漏是指没有触发校正动作的泄 漏。降低风险的典型方法是观察泄漏的未来发展趋势。 探测微小泄漏的意义是为了监测的目的，而非为了维修。 OLP泄漏探测工程一期报告（参考文献【II）得出结论只有PSA发布的水下数据库有相关的水 下安装数据。截止2005年，总计报告中共有11起油气泄漏事故，其中6起被归类为微型泄漏。在 11起泄漏事故中，1起泄漏事故因为存在大量液体泄漏而被归类为大型泄漏。应引起注意的是，这 11起事故并不是所有的泄漏事故，因为有部分微小泄漏可能未被探测到或是没有报道。 报告的探测方法主要是ROV巡检和人工观察，很少一部分泄漏是通过压力测试和井口自动关断 系统/压力损失探测到的。 值得注意的是，统计表明大多数油气泄漏发生在非稳态的操作时（比如关断、启动、维修等）， 因为这些阶段压力和流量的读数不稳定，质量平衡不能在此时用于检测泄漏事故。 易于泄漏的设施部件是连接件、连接器、法兰、密封面、阀门和焊道。对于监测可能的泄漏来 说，这些通常被认为是关键点。 由于腐蚀、开裂和外力冲击等因素引起的材料失效导致泄漏的情况，在理论上可能发生在所有的

当前的统计数据不作为具体的泄蒲等 受影响程度的高低依次为持续时间、压力、管道尺寸等

结构物上，对于这些失效的关键点可能更难识别。然而，这些失效模式最有可能发生的位置也是有可 能被识别的（基于设计和环境参数），并且定义 为监测关键点

生：本图显示了与表1数据相关的水下安装位置和参考文献【1】定义的泄漏规模 图3截止2005年的挪威北海上报的水下泄漏事故，见参考文献【1

图3截止2005年的挪威北海上报的水下泄漏事故，见参考文献【1]

用于行业调查的问卷（参考文献【5]）分发给石油公司、水下系统供应商和水下泄漏探测器供应 商，调查问题是依照他们的工程经验，水下设施通常哪里会发生泄漏。得到的回复是，泄漏通常发生 在法兰/连接件和阀门处，小直径管道也被提到。 相同的调查问卷调查了关于导致泄漏的失效模式问题，得到的回复是，腐蚀和错误安装是最主要 的原因，其次是冲击、冲蚀、非金属密封的老化和阀座的失效。

在相关文献中有关泄漏探测的原理和方法有很多，包括水面探测、检测和永久的水下监测。水下 泄漏探测的一个重要目标是实现中小型泄漏的早期预警，从而监测和采取纠正措施。 本标准重点是针对永久安装的水下传感器，要求接人水下控制系统进行连续监控。其中某些原理 的传感器是独立于水下控制系统。 下述能够提供区域范围覆盖的水下泄漏探测器，可以确定传感器与泄漏点的相对位置。位置的准 确性、覆盖范围和定位参数因原理不同而不同。其他探测器为点式传感器，这种传感器可以探测自身 附近的泄漏，但不能确定泄漏的位置。点式传感器可作为高风险泄漏点探测的一种方案。 可行的探测技术可分为以下几类： 主动声学法*。 生物传感法。

电容法*。 光纤法。 荧光法。 甲烷嗅探法*。 光学成像法*。 被动声学法*。 质量平衡法。 “*”表示该技术的一种代表性产品已在SINTEF实验室进行了测试，参见6.2。 在撰写本标准时，对于不同技术操作上的主要定性功能描述是可行的。 以下技术阐述是基于供应商和行业直接收集的信息、问卷调查、技术筛查和SINTEF做的对比实 验，参见参考文献【2】，【3】，【4]，【5】。 附录D中给出了不同技术的供应商的可用数据，在9.6给出了每种原理的安装技术要求。 应注意，这里概述的内容可能没有包括所有的可行技术

质量平衡法。 “*”表示该技术的一种代表性产品已在SINTEF实验室进行了测试，参见6.2。 在撰写本标准时，对于不同技术操作上的主要定性功能描述是可行的。 以下技术阐述是基于供应商和行业直接收集的信息、问卷调查、技术筛查和SINTEF做的对比 参见参考文献【2]，【3】，【4]，【5】。 附录D中给出了不同技术的供应商的可用数据，在9.6给出了每种原理的安装技术要求。 应注意，这里概述的内容可能没有包括所有的可行技术

主动声学传感器是声呐探测器，工作时发出一定脉冲的声波，声波被不同物质的边界反射（阻抗 变化的边界3）。不同密度的流体有不同的声阻抗。这意味着声波脉冲在水中传播过程中碰到气泡或是 油滴，声波会被反射回来。这个技术不受泄漏介质的具体成分限制，但是介质的声阻抗必须与水不同。 主动声学法可以提供泄漏的区域范围和可能的泄漏点位置。这种原理对气体具有高的灵敏度，因 为气体相对于水具有高阻抗。大的油滴或是累状的泄漏介质会产生一个强烈的反向散射的声波信号， 深测相对容易。 主动声学法的一个限制因素是声波信号会被水下设施屏蔽，然而这种屏蔽可以通过增加探测器 数量来解决。同时，当前的一些主动声学探测器会产生大量数据。目前供货商致力于一种新的解决方 法，这种方法可以让水下接口变得更容易，使数据传输更高效。经验表明，探测器性能取决于水深 因为气泡的大小会随着水深变化。 主动声学传感器已在ROV上得到商业应用，并在北海用于泄漏检测。永久监测方案还在开发过 程中。

6.1.3生物传感器法

生物传感器原理是利用生物对环境污染的反应。在设施上安放合适的生物并进行监测。把有机生 物作为传感器体的一个例子是贻贝。传感器测试始贝的心律和壳的开合频率和程度。 这是一种点式探测方法，不能定位泄漏点与传感器的相对位置。但可以通过使用多个传感器进行 区域覆盖探测。泄漏的灵敏度取决于距离泄漏点的远近和泄漏介质的漂移。 生物传感器探测泄漏需要与泄漏介质直接接触。海流可能导致泄漏介质远离传感器，影响其探测 效果。 目前这种技术方案正在进行浅水测试并有接口连到上部设施。技术方案包括生物传感器与其他传 感器联合【如半导体泄漏探测器（参见6.1.8）、温度计、盐度计和水下测音器]。更深的水域可以使 用不同的生物。

电容式传感器测量的是传感器周围介质的介电常数的变化。电容式传感器是由安装在同一平面 阻抗是一个材料特性、取决于声速、介质的密度、盐度和温度。

电容式传感器测量的是传感器周围介质的介电常数的变化。电容式传感器是由安装在同一平面 阻抗是一个材料特性、取决于声速、介质的密度、盐度和温度。

的两个同心的绝缘电容板组成，其中一个盘型被另一个环型包围。传感器的电容与极板之间介质的介 电常数成正比，由于海水与油气的介电常数的差异大，如果传感器与油气直接接触，就会显示测量电 容的变化。 电容法的原理是点式探测，不能定位泄漏点与传感器的位置。传感器的灵敏度与泄漏规模相比更 取决于泄漏点的距离和泄漏介质的漂移。当泄漏介质接触传感器时，灵敏度高。 此种产品的局限性是要求直接接触泄漏介质。海流或浮力效应可能导致泄漏介质远离传感器。可 以在被监测设施上安装一个油气收集器来解决这个问题。通过改装的渔网保护结构可以作为油气收集 器。实验室测试表明，收集器的难点是收集原油，因为原油流在收集器中不会静止会产生流动。这种 影响在实际的水下环境中可能不太明显，因为收集器的壳体比实验的更大。此外，生产的原油总是含 有一些天然气，这些天然气可能更容易被收集器顶部收集。 电容传感器的产品成熟度高，自20世纪90年代以来这类传感器就已经上市。作业者积累了一些 该类泄漏探测传感器的误警报数据（参考附录C）。就应用数量而言、该类传感器是最常见的

光纤法用于定位和测量在连续光纤中声波频率产生的机械扰动，扰动可能由以 动、地震波、泄漏气体或液体产生的声波信号。同时，光纤中检测和定位的扰动精度大约为1m。 通过与数据库的对比，找出最有可能产生扰动的原因。 沿光纤的空间分辨率和探测灵敏度之间需要权衡考虑。例如，如果没有必要检测光纤中每米间隔 的扰动，10m间隔可接受，那么检测灵敏度可以增加约10倍。 光纤法的优势是沿着光纤长度不需要供电或电器元件，且该方法不受电子干扰。 对于水下设施的泄漏探测，该技术还没有突破概念阶段的研究，但在陆上管道上进行了测试。 该技术不在本标准中做进一步讨论，部分技术参数列举在附录D中

灾光探测器是使用特定波长的光源来激发目标材料的分于，使其达到更高的能级。之后分子松弛 到低能态，光以不同的波长发射出来，探测器能够捕捉到分子发射出的特定波长。 使用荧光方法检测的介质必须自然发出荧光或添加荧光标记到介质中，这就是为什么这种方法是 水下检测和压力测试的传统技术。许多液压油按照标准作法会添加荧光标示物，然而，对于油气泄漏 探测，原油具有显著的天然荧光特性。 荧光检漏技术与ROV一起应用已得到验证，目前正在开发可以永久安装在水下设施上的荧光检 漏技术。但是，在撰写本标准时，还没有关于安装应用样机的资料。 基于荧光法的探测器可以区分出液压油和原油泄漏，因为其荧光光谱不同，同时可以根据相对的 信号强度判断泄漏大小。这种探测器可以是点式传感器，也可以覆盖3m～5m的视线范围。 随着海生物在光学摄像机上的生长，光学镜头会被海生物覆盖，但这个问题可以通过维护解决 最优的解决方法是做涂膜。 该技术不在本标准中做进一步讨论，部分技术参数请参考附录D

市场上有两种方法用于测量溶解在水中的甲烷，都是基于溶解的甲烷在传感器腔室内薄膜上 原理。甲烷嗅探是点式传感器，不能定位泄漏点与传感器的位置。 传感器的灵敏度与泄漏规模相比，更取决于泄漏点的距离和泄漏介质的漂移。这两种原理的 都能探测水中微小量的气体泄漏。

该技术的局限性是难以量化泄漏量。同时，确定泄漏取决于介质向传感器扩散，而海流会使泄漏 介质远离传感器

半导体法原理是溶解的甲烷会使传感器腔室内部组件的电阻值发生变化，这就能使探测器产生一 个电信号。 该原理探测器正在研发，且标是实现探测器5～10年的长期稳定性，

6.1.9光学非色散红外光谱法（NDIR方法）

非色散红外光谱法是测量不同浓度的甲烷被特定波长的红外光源吸收的程度。红外线朝探测器方 向直射并穿过传感器腔，红外线的强度会反映甲烷的浓度，这种测量方式是电子式的。 当前该传感器据说可以实现3年以上的长期稳定性，正在研发的目标是实现5年或5年以上的长 期稳定性

6.1.10光学成像法

光学成像法原理是基于视频摄像头监视水下系统。该技术能够提供一个空间覆盖范围并且能够判 断泄漏点相对于摄像机的方位。该测量方法的能力通常可以记录和发送3min～30min的视频和每小 时1～10幅的静止画面。 光学相机对水流的浑浊度敏感，另一个局限性是需要对比背景画面才能探测到油（摄像机必须直 接朝向黄色的设施）。实验测试表明（参考文献【3])，超过1m距离的泄漏探测，需要额外的光源， 带有外部光源的最远距离是3m～4m。海生物可能是一个问题，但可以通过定期维护来解决。 光学成像技术已在ROV上应用，并且试验样机已在水下安装

6.1.11被动声学法

该传感器内有多个水下测音器（在水下的麦克风），用于捕捉由裂缝或泄漏产生的压力泛 义声波 这些声波或压力波通过结构物或水来传播。只要有足够强的压力波，被动声学传感器就不用依赖于介 质泄漏的化学成分。 被动声探测器有不同的变型形式，可以覆盖空间区域，也可以监测特定的重要部件。 通过两个以上的传感器实现空间覆盖，从而实现定位是可能的。声波到达每一个传感器的时间可 以用来定位声源。 该类传感器不受海流和海水浑浊度影响。被动声学法传感器已经投放市场并得到商业化应用。 该技术的局限性是小型泄漏产生的声波，水下测音器可能接收不到。背景噪声也可能会干扰测量 结果，并且声波的传播会受到障碍物阻挡。探测需要在泄漏路径处有足够的压降。 被动声学传感器也可用于监测阀门的开关动作、油嘴的打开或者调节以及旋转设备运行

6.1.12质量平衡法

质量平衡法原理是基于监测安装在水下生产系统上的两个或是多个压力传感器之间的压降。根据 SINTEF报告（参考文献【2]），泄漏量必须超过一个阐值（总流量的5%）才能通过质量平衡法探测。 然而，探测泄漏的实际阈值取决于质量平衡系统的复杂性、工艺类型（气体、液体或是混合）、可用 仪表的精度和数量，以及每个应用中其他系统组件的压降。例如，管汇、采油树以及立管基座上的压 力温度传感器可提高系统性能。通常，对每个应用所做的可行性研究，计算的实际可达到的精度可能 远优于总流量的5%。在高流速下，与压降相比压力传感器的误差范围相对较小，因此精度得到改善。

牧低。还而安 额外的程序和软件来处理产生的报警。 质量平衡技术是成熟的，可以作为上述新技术补充，同时也可以覆盖管道系统

6.2SINTEF实验测试

考文献【3】】。 这些数据结果是在实验室测试的结果，完全应用在水下环境时会有局限性。表2是实验室测试的 结果，在应用时必须考虑实际应用的限制。由于水池尺寸的原因，从泄漏点到探测器距离受限，声波 信号被水池壁反射；水池试验没有完全包括海流的影响；产生泄漏的允许流速上也存在限制；环境静 水压力低于实际的应用情况；海生物的生长时间和影响没有被真实的测试；工艺系统和环境之间的压 差与实际情况不同。 在实际的水下工况，会有一些天然的泄漏或者油气从地下渗出，也没有包含在实验室测试中 自然的泄漏最可能会影响基于介质的化学组分的探测方法，如电容传感器、半导体传感器和生物传 感器。 SINTEF的主要测试结果参见表2

表2SINTEF研究的实验测试结果（参考文献【4])

7水下泄漏探测系统的设计

泄漏探测系统的设计应作为整个水下系统设计的一部分。根据行业数据（参考文献【5]）显示， 采油树、基盘和管汇等水下设施物上通常都装有泄漏探测装置。根据水下生产系统集成商的反馈（参 考文献【12]），将传感器通过机械连接方式集成在水下设施上，并且接人到水下控制系统的方案通常 都是可以实现的。但是，重要的是相关的要求应在设计的初始阶段即予以明确。因此，泄漏探测系统 不能被视作设计后期的附加设施，而应作为初始设计要求的一部分加以考虑。

7.3系统性能要求与技术选型

对于目标油气田，为其设计合理的泄漏探测系统，应基于以下因素提出系统性能要求： 监管部门要求。 目标油气田的环境和安全风险分析。 企业要求。 目标油气田具体条件（影响性能的）。 一与控制系统的界面。 一与水下设施总操作管理原则的匹配。 泄漏探测系统包括选定的泄漏探测技术和数据管理工具、操作程序（参见8.2）以及传感器的布 置等。整个系统的布置应符合目标油气田已制定的具体性能要求。相关的要求，在OLF指南中进行 了论述，参见参考文献【7]。 针对各种应用，传感器的选型都必须达到最优化。风险评估将有益于识别水下生产系统最有可能 发生泄漏的位置，并在此处设置探测装置。传感器的选型也必须考虑工艺介质、工艺压力以及现场的 外部环境条件。为使操作者准确选择泄漏探测系统的传感器类型，所有商业用途的泄漏探测技术都必 领具备标有如下参数： 机械、电气和通信接口。 带宽要求。 功耗要求。 位置和环境要求（如海流等）。 对相关部件产生的噪声和其他影响的敏感性。 设计压力、设计温度。 一认证测试和出厂测试的试验条件，如水深、压力和温度。 一 灵敏度和漂移。 泄漏点定位的能力。 水下泄漏探测系统设计的推荐原则如图4所示。首先，水下泄漏探测系统的工程设计应根据目标 由气田的环境和安全风险分析，确定阅值A，B，C（如图4所示）和所需的探测次数。其次，再根据 可行探测技术的规程、目标油气田的具体环境参数、与控制系统的接人性和水下设施的操作管理原理 进行水下泄漏探测系统设计。泄漏探测系统的实际性能与预期可能存在差异，这些差异可通过调节质

量平衡系统或巡检方法/时间间隔予以处理。 如图4所示，泄漏规模超过C值的泄漏可通过质量平衡法或水下泄漏探测器探

泄蒲的假设，如图所示 假设条件

低于值A的最小型泄漏，目前任何探测方法无法探测。 目标油气田的具体状况（如环境、生产工艺、油田布置、流体组分等）和探测技术性能规程确定 了阈值B，其应在泄漏探测系统可探测到和必须巡检到的泄漏值之间。泄漏探测系统和巡检两种探测 方法适用区间的阈值B。巡检的时间间隔应根据B规模的泄漏所允许的承受时间决定，并考虑HSE 险。 水下泄漏探测系统的目标泄漏状态如图4中的阴影部分所示，即中等概率的泄漏和泄漏规模在域 值B和C之间的泄漏。探测时间（与探测技术的类型有关）由泄漏的规模决定，如图4中泄漏规模 值Y处的临界线所示。为减小泄漏造成的影响，须遵循泄漏规模越大，则探测时间应越少的原则。 水下泄漏探测系统的推荐功能要求参见附录A

两种或多种类型传感器的组合可为整个泄漏探测系统提供更高的可信度。组合探测技术应选择能 够弥补各自缺点的传感器，用一种类型的探测传感器指示泄漏事故，用另一种类型的传感器确认泄漏 事故。 一种选定的探测技术应能执行覆盖区域的探测（不限于点式检测）。点式传感器可安装在关键泄 漏点处。 将多种传感器进行组合的缺点是增加水下控制系统的复杂程度。其次，多种探测器的采办、服务 和集成对系统的经济性也会产生影响。再次，需考虑当一种类型的探测器触发警报，而另一种类型的

探测器未触发警报的情况。 单种类型传感器或组合类型传感器间的方案比选应基于系统集成和性能的要求（参见7.3）。例 如，在油气泄漏造成重大安全或环境影响的特殊敏感区域，对于费用和复杂程度的增加，是可以接受 甚至是必要的。在（泄漏产生）影响较小的区域，以及不易发生泄漏的区域，选用简易的探测方案是 可接受的。

本章的目的是对水下泄漏探测系统的操作给出建议。

水下泄漏探测系统操作应符合的原则：探测一确认一动作。 探测：水下探测器向水上控制室发出报警信息。 确认：操作人员根据已建立的程序检查报警信息是否真实。 动作：如果是错误的报警，取消报警并调查误报警的原因；如果是真实的报警信息，操作人 员应根据应急预案，对水下生产系统进行应急操作，并进一步预警设施上人员、应急人员和 监管人员。 操作测量系统的通用方法可参见ISO10012（参考文献【18]）

8.2.2报警显示和动作

大部分永久的水下泄漏探测原理是靠水下控制系统将探测到的油气泄漏信号传递到水面或岸上设 施，此信号将触发一种形式的报警。 报警信息将会被转化为音频或者视觉警告信号（例如信号灯），随后操作人员就可以识别到警告 信号，并采取相应的应对措施。 目前水下泄漏探测技术的成熟度太低，以至于不能形成独立的安全功能保障，对于泄漏探测器 正确响应的限定值设定是一个难点，泄漏确认和泄漏量的大小需要对泄漏报警做进一步调查，主要 包括： 并行系统的检查（如质量平衡）。 从水下探测器下载原始数据，并对报警信息做进一步分析。 可通过卫星、雷达和飞机等，进行水面可视化巡查。 水下检测，如ROV。 泄漏探测系统的操作程序中应规定操作人员在获得泄漏报警后的应对措施

8.3灵敏度和响应时间

附录C中的油气田应用经验表明，水下探测器的误报警是经常发生的，这背后的原因之一是 人海底的自然渗出。从技术上来说，探测器设计时其灵敏度和误报警不是独立的因素，探测器的 度越高，其探测到海底渗出的油气的可能性就越高，更易发生误报警。 水下泄漏探测器的响应时间和效率取决于传感器的技术性能，同时也取决于其在探测系统中的

8.3.2操作人员的要求

操作人员对水下泄漏探测系统的要求是误报警率的最小化，同时大型泄漏的响应时间应尽可能短。 为了避免误报警，同时维持操作人员对水下泄漏探测系统的可信性，对于小型泄漏，响应时间稍 长一些是可以接受的。 对于响应时间的具体要求，需要根据不同的油气田确定允许的泄漏速率和泄漏量（如定义大型、 中型、小型和微型泄漏），并结合油气田具体环境、安全风险分析和应急预案（参见7.3）。 受过相关培训的操作人员能够操作探测系统，并熟知探测器的测量原理和探测系统的局限性，探 测数据的显示应易于操作人员理解

SINTEF报告给出了几种探测技术在实验工 况下的响应时间，具体实验结果见表2所列。需要指 出的是，这些响应时间的数据是基于实验室工况下所测得的，不能直接应用在水下实际项且。

泄漏探测器的应用历史有限，并且需要泄漏后的密切跟进操作，高速率的明码通信接口将使操作 人员能够评估来自探测器的数据，执行故障跟踪，下载更新软件，甚至可以在上部设施的电脑上对原 始数据再处理（也可参见9.3）。 对于已知的失效模式，探测器应具有自我诊断功能。为了避免失效模式的影响，应使用元余的组 件和自动休眠技术。

与改造现有油气由相比，一般新的油气由对水 下泄漏探测器带宽容量的限制较小。然而，对 泄漏探测系统带宽的限制，取决于油气田规定的带宽容量穴余。

工厂接收测试（FAT）应符合GB/T21412.6的要求。 系统等级测试应符合GB/T21412.1和GB/T21412.6的要求。 对于所有的商业可行泄漏探测系统，供应商宜提供传感器的具体测试方法

主动声波探测器具有主动发声装置和高处理需求，

9.6.2生物传感器法

当今正在发展的生物传感器技术，是与其他原理的传感器相配合，安装在支架上探测泄漏。 支架安装在水下结构物或其附近进行监测，支架样机尺寸为2m×0.4m×0.4m。 传感器支架将通过电缆与水下控制系统相连接。

电容式传感器是点式传感器，依附于油气收集器。 该类型传感器通常用螺栓固定在收集器上，典型的作法是以保护结构的形式放在预测的泄漏点 保护结构可采用钢、复合材料或多种材料的组合制造。为了收集油气，保护结构为密闭装置，

可能需要一个自然渗流的泄放孔，带有多孔或格栅形式的保护盖，将不能收集油气。 目前设计的盖板为格栅形式和非实体盖板，所以电容式传感器不易改造用于油气收集。实体盖板 般可见于挪威大陆架（NCS）和英国的一些油气田。 电力接口将通过电缆连接。 其尺寸、重量和进一步的技术参数参见附录D。

二建标准规范范本9.6.4.1半导体法

沿海区域的平台监测。该传感器在浅水区可以由小型船舶垂直或水平安装。由于采用标准的模 ，该传感器可适用于探针系统或记录器

电力接口将通过电缆连接。 其尺寸、重量和进一步的技术参数参见附录D

电力接口将通过电缆连接 其尺寸重量和进一步的

其尺寸、重量和进一步的技术参数参见附录D

9.6.4.2光学非色散红外光谱法

该类传感器可安装在水下基盘和管汇顶板的下方管材标准，并配备一个ROV把手用于回收和维护。其控 制系统可与带有湿式耦合接头的电缆相连接。 其进一步的技术参数参见附录D。