摘 要： 介紹了一種基于DSP和GPRS技術的油井原油含水率遠程監控系統。將井口參數采集模塊和GPRS通信控制模塊相結合，實現對油井原油含水參數的遠程監測、分析、記錄，從而得出評價油井原油開采質量的指標。系統以TMS320F2812數字信號處理為平臺，結構簡單、功能強大，具有較好的應用前景。
關鍵詞： GPRS；數字信號處理器；遠程監控
0 引言
在石油工業中，及時掌握油井生產的各種參數，了解油井的運行情況，對油田安全高效生產至關重要。原油的含水率是油井生產的一項重要指標，通過它可以評價油井產能，評估原油產量和開采價值，預測原油開采程度和油井的開發壽命并依此制定相應的開采方案。
在我國，目前對原油含水率的測量仍普遍采用傳統的人工取樣再蒸餾的方法，這種方法不但取樣時間長、隨機性大，誤差也大，而且還費時費力，影響設備監控和采油數據的實時性、準確性，由此致使上層無法獲知油田現場真實情況，因而也就不能確定實際所需生產成本，制定合理高效的開采方案，因此滿足不了油田生產自動化的要求[1]。研發自動化程度高的原油含水在線測量和遠程監控技術顯得頗為重要[2-3]。
國內外原油含水率測試產品不多，性能指標與適用范圍差異也大。如國外的采用γ射線法測量的CTC的原油含水測量儀；采用短波法測量的AGAR 的CORPOW-102 Popeline BS &W Moitors產品等。國內的產品有北京北斗星化學研究所石油儀器部的手持式石油／液體水分檢測儀H-BD4M等。這些產品大都因受油田當地環境，測量儀器的分辨率、穩定性、價格等限制，不能在油田得到大量推廣應用。基于此，本文介紹一種快速、實時、經濟的原油含水遠程監測系統[4-5]。
基于TMS320F2812的油井原油含水遠程在線測量監控系統應用了遠程監控技術[6-7]，通過GPRS網絡進行測量數據的獲取及傳輸，采用DSP為主的硬件系統為平臺，充分發揮了DSP的快速性與靈活性，利用DSP在數字信號處理[3]的快速實時性，完成整個系統的搭建。
1 系統的設計方案
系統結構框圖如圖1所示。
系統選用TMS320F2812和GPRS作為系統核心部件，實現對系統的控制和處理。其設計系統的整體結構框圖如圖1所示。各模塊所包含的功能如下：（1）油井終端：該模塊是傳感器[8]的安裝部分，負責對系統感應信號的獲取。（2）信號采集處理：該模塊由信號放大調理電路、DSP最小系統電路等構成，負責對獲取的感應信號的采集處理。（3）GPRS通信控制模塊：該模塊負責對采集處理后的數據進行無線傳送和監控中心控制指令的接收。（4）GPRS網絡[9]、網關及INTERNET：該模塊作為數據的傳輸通道，負責采集處理后數據和控制命令數據的傳送。（5）服務監控中心：該模塊負責對采集處理后數據的分析，預測原油產量以及遠程調整測量設備的標定參數[10]等。
2 系統硬件設計
系統硬件的設計由兩個部分組成：數據采集處理和服務監控。前者進行信息的獲取、采集及處理；后者通過對處理后的數據進行分析、發送控制指令來調整設備標定參數達到對測量設備的遠程監控[11-12]。
2.1 數據采集處理部分
數據采集處理結構框圖如圖2所示。
（1）油井終端
該部分為傳感器安置部分。傳感器由安裝在絕緣管道內壁上的8個環形金屬電極組成，電極1和電極8為一對激勵電極，給傳感器提供恒流源，在管道中建立電流場；電極2與電極7構成含水率測量電極對；電極3、4、5、6為日后儀器升級擴展使用。集流后，待測流體沿著上圖所示方向從傳感器內管道流過。
（2）信號調理部分
在連續相的條件下，通過8個電極電導式傳感器在油井現場進行實時數據的采集，而采集后的數據需要在信號調理部分進行處理。此處對傳感器采集到的信號進行放大、濾波、整流等前置處理，以保證采樣數據的精確性。
（3）DSP處理
DSP處理采用TI的TMS320F2812，其片內集成有高達128 KB 16位的Flash存儲器，128 KB 16位的ROM，12位ADC，其轉換速度高達80 ns/12.5 MSPS，采用高性能靜態CMOS技術，大大降低其功耗。
（4）GPRS通信
GPRS通信控制部分采用廈門四信通信科技有限公司的F2103 GPRS DTU 模塊，該模塊利用GPRS網絡平臺，提供高速、可靠、永遠在線、透明傳輸的數據通道，該模塊的原理框圖如圖3所示。
該DTU采用低功耗高性能的嵌入式處理器，可高速處理協議和大量數據；支持雙數據中心備份傳輸及多數據中心同步傳輸；支持RS232/RS485接口，且有多種工作模式選擇，便于日后軟件升級和遠程維護；其內嵌標準的TCP/IP協議，大大減輕客戶的開發難度，支持透明數據傳輸，數據終端永遠在線，使得GPRS得到最有效的利用。其嵌入的主頻為100 MHz的高性能工業級MCU可用于管理客戶應用，從而減少了對外部控制器的依賴。
2.2 服務監控部分
該部分負責從INTERNET數據傳輸通道上獲取采集處理后的數據，并進行分析。隨后通過發送控制指令給終端DSP調整設備標定參數值。該部分結構框圖如圖4所示。
3 系統的軟件輔助
本系統借助DTU來進行數據的遠程傳輸。DTU通過RS232串口與PC機或DSP相連接，借助軟件DTUConfigTool對GPRS設備進行配置，波特率為9 600 B/s，通過AT命令對模塊進行設置以便GPRS進行數據傳輸。終端工作流程如下：
（1）終端設備上電后，首先初始化CPU，DSP完成其外圍模塊間的協商處理，同時對DTU模塊進行初始化，檢查SIM卡狀態等。
（2）DSP通過相應的AT指令來控制DTU進行撥號和PPP協商，待協商成功后，將與數據處理中心的服務器進行TCP連接，一旦連接成功后，系統就保持在INTERNET連接狀態上。
（3）終端如若向監控中心發送數據，則需先進行中斷請求的發送，雙方建立TCP連接后才可進行數據發送。
（4）如若數據從DSP采樣得到，則先啟動相應操作程序對數據進行處理，隨后將處理好的數據歸置好以便發送。
（5）DSP時刻進行中斷掃描監控中心是否有數據發送過來，一旦收到監控中心發來的數據，DSP將啟動相應操作程序對數據進行處理。
（6）如若沒有數據傳輸，則系統將自動進入節能工作模式。
4 服務監控中心
服務監控中心由一臺服務器和一臺數據處理服務器組成，其中數據處理服務器安裝有監控軟件，用來負責對原油含水檢測數據的管理。
當DTU參數配置好后，將其與測量設備進行連接。當設備上電后，設備會按設定的程序運行，把所檢測到的原油含水值通過GPRS無線網絡傳給監控中心，監控中心的數據處理服務器接收到終端傳來的檢測數據后對其進行處理，并把處理結果傳給服務器，以便上層查閱，并根據數據顯示狀況適時變更開采方案，使得原油的開采更加經濟、高效。
5 實例分析
選取某油井7月份的生產參數數據統計表來分析，如表1所示。
表1可以看出，該油井產出的原油含水量較大，屬低產井，且其在整個7月份里原油的日含水比是變化的，整體趨于下降趨勢。
目前常用蒸餾法和電解法來測原油含水比，本文以實際油田采樣蒸餾化驗結果與遠程實時監控結果作對照。相對應的月含水比走勢如圖5所示。
從圖5可以獲悉，用定時采樣蒸餾法獲取的月原油含水比如系列B所示，監控中心接收到的經DSP處理后的原油含水比日均值數據如系列D所示，系列C為電極傳感器所感應到的電平日均值。從圖中可知該油井在整個7月中的產液含水比呈現下降趨勢。因為每天定時采樣數據量有限，其均值僅是個別時刻的原油含水比的平均，而該系統基于DSP每天進行實時采集，其采樣數據量較大，其均值反映的是一天的原油含水比的平均，通過對比可知，遠程監控獲取的含水日均值更能反映原油的日含水情況。
6 結束語
遠程監控系統的準確性和可靠性已在實際應用中得到驗證。本文提出的原油含水監控系統和技術，能實現對原油含水狀況的長期監視，及時記錄原油在不同時刻的含水狀況，便于監控中心依此評價油井產能，降低工人勞動成本，對原油產量和開采價值進行評估，制定合理高效的開采方案，進而提高采油廠的自動化和信息化水平。
參考文獻
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