鲁达 摘 要： 介绍了一种基于DSP和GPRS技术的油井原油含水率远程监控系统。将井口参数采集模块和GPRS通信控制模块相结合，实现对油井原油含水参数的远程监测、分析、记录，从而得出评价油井原油开采质量的指标。系统以TMS320F2812数字信号处理为平台，结构简单、功能强大，具有较好的应用前景。
0 引言
在石油工业中，及时掌握油井生产的各种参数，了解油井的运行情况，对油田安全高效生产至关重要。原油的含水率是油井生产的一项重要指标，通过它可以评价油井产能，评估原油产量和开采价值，预测原油开采程度和油井的开发寿命并依此制定相应的开采方案。
在我国，目前对原油含水率的测量仍普遍采用传统的人工取样再蒸馏的方法，这种方法不但取样时间长、随机性大，误差也大，而且还费时费力，影响设备监控和采油数据的实时性、准确性，由此致使上层无法获知油田现场真实情况，因而也就不能确定实际所需生产成本，制定合理高效的开采方案，因此满足不了油田生产自动化的要求[1]。研发自动化程度高的原油含水在线测量和远程监控技术显得颇为重要[2-3]。
国内外原油含水率测试产品不多，性能指标与适用范围差异也大。如国外的采用γ射线法测量的CTC的原油含水测量仪；采用短波法测量的AGAR 的CORPOW-102 Popeline BS &W Moitors产品等。国内的产品有北京北斗星化学研究所石油仪器部的手持式石油／液体水分检测仪H-BD4M等。这些产品大都因受油田当地环境，测量仪器的分辨率、稳定性、价格等限制，不能在油田得到大量推广应用。基于此，本文介绍一种快速、实时、经济的原油含水远程监测系统[4-5]。
基于TMS320F2812的油井原油含水远程在线测量监控系统应用了远程监控技术[6-7]，通过GPRS网络进行测量数据的获取及传输，采用DSP为主的硬件系统为平台，充分发挥了DSP的快速性与灵活性，利用DSP在数字信号处理[3]的快速实时性，完成整个系统的搭建。
1 系统的设计方案
系统结构框图如图1所示。
系统选用TMS320F2812和GPRS作为系统核心部件，实现对系统的控制和处理。其设计系统的整体结构框图如图1所示。各模块所包含的功能如下：（1）油井终端：该模块是传感器[8]的安装部分，负责对系统感应信号的获取。（2）信号采集处理：该模块由信号放大调理电路、DSP最小系统电路等构成，负责对获取的感应信号的采集处理。（3）GPRS通信控制模块：该模块负责对采集处理后的数据进行无线传送和监控中心控制指令的接收。（4）GPRS网络[9]、网关及INTERNET：该模块作为数据的传输通道，负责采集处理后数据和控制命令数据的传送。（5）服务监控中心：该模块负责对采集处理后数据的分析，预测原油产量以及远程调整测量设备的标定参数[10]等。
2 系统硬件设计
系统硬件的设计由两个部分组成：数据采集处理和服务监控。前者进行信息的获取、采集及处理；后者通过对处理后的数据进行分析、发送控制指令来调整设备标定参数达到对测量设备的远程监控[11-12]。
2.1 数据采集处理部分
数据采集处理结构框图如图2所示。
（1）油井终端
该部分为传感器安置部分。传感器由安装在绝缘管道内壁上的8个环形金属电极组成，电极1和电极8为一对激励电极，给传感器提供恒流源，在管道中建立电流场；电极2与电极7构成含水率测量电极对；电极3、4、5、6为日后仪器升级扩展使用。集流后，待测流体沿着上图所示方向从传感器内管道流过。
（2）信号调理部分
在连续相的条件下，通过8个电极电导式传感器在油井现场进行实时数据的采集，而采集后的数据需要在信号调理部分进行处理。此处对传感器采集到的信号进行放大、滤波、整流等前置处理，以保证采样数据的精确性。
（3）DSP处理
DSP处理采用TI的TMS320F2812，其片内集成有高达128 KB 16位的Flash存储器，128 KB 16位的ROM，12位ADC，其转换速度高达80 n MSPS，采用高性能静态CMOS技术，大大降低其功耗。
（4）GPRS通信
GPRS通信控制部分采用厦门四信通信科技有限公司的F2103 GPRS DTU 模块，该模块利用GPRS网络平台，提供高速、可靠、永远在线、透明传输的数据通道，该模块的原理框图如图3所示。
该DTU采用低功耗高性能的嵌入式处理器，可高速处理协议和大量数据；支持双数据中心备份传输及多数据中心同步传输；支持RS232/RS485接口，且有多种工作模式选择，便于日后软件升级和远程维护；其内嵌标准的TCP/IP协议，大大减轻客户的开发难度，支持透明数据传输，数据终端永远在线，使得GPRS得到最有效的利用。其嵌入的主频为100 MHz的高性能工业级MCU可用于管理客户应用，从而减少了对外部控制器的依赖。
2.2 服务监控部分
该部分负责从INTERNET数据传输通道上获取采集处理后的数据，并进行分析。随后通过发送控制指令给终端DSP调整设备标定参数值。该部分结构框图如图4所示。
3 系统的软件辅助
本系统借助DTU来进行数据的远程传输。DTU通过RS232串口与PC机或DSP相连接，借助软件DTUConfigTool对GPRS设备进行配置，波特率为9 600 B/s，通过AT命令对模块进行设置以便GPRS进行数据传输。终端工作流程如下：
（1）终端设备上电后，首先初始化CPU，DSP完成其外围模块间的协商处理，同时对DTU模块进行初始化，检查SIM卡状态等。
（2）DSP通过相应的AT指令来控制DTU进行拨号和PPP协商，待协商成功后，将与数据处理中心的服务器进行TCP连接，一旦连接成功后，系统就保持在INTERNET连接状态上。
（3）终端如若向监控中心发送数据，则需先进行中断请求的发送，双方建立TCP连接后才可进行数据发送。
（4）如若数据从DSP采样得到，则先启动相应操作程序对数据进行处理，随后将处理好的数据归置好以便发送。
（5）DSP时刻进行中断扫描监控中心是否有数据发送过来，一旦收到监控中心发来的数据，DSP将启动相应操作程序对数据进行处理。
（6）如若没有数据传输，则系统将自动进入节能工作模式。
4 服务监控中心
服务监控中心由一台服务器和一台数据处理服务器组成，其中数据处理服务器安装有监控软件，用来负责对原油含水检测数据的管理。
当DTU参数配置好后，将其与测量设备进行连接。当设备上电后，设备会按设定的程序运行，把所检测到的原油含水值通过GPRS无线网络传给监控中心，监控中心的数据处理服务器接收到终端传来的检测数据后对其进行处理，并把处理结果传给服务器，以便上层查阅，并根据数据显示状况适时变更开采方案，使得原油的开采更加经济、高效。
5 实例分析
选取某油井7月份的生产参数数据统计表来分析，如表1所示。
表1可以看出，该油井产出的原油含水量较大，属低产井，且其在整个7月份里原油的日含水比是变化的，整体趋于下降趋势。
目前常用蒸馏法和电解法来测原油含水比，本文以实际油田采样蒸馏化验结果与远程实时监控结果作对照。相对应的月含水比走势如图5所示。
从图5可以获悉，用定时采样蒸馏法获取的月原油含水比如系列B所示，监控中心接收到的经DSP处理后的原油含水比日均值数据如系列D所示，系列C为电极传感器所感应到的电平日均值。从图中可知该油井在整个7月中的产液含水比呈现下降趋势。因为每天定时采样数据量有限，其均值仅是个别时刻的原油含水比的平均，而该系统基于DSP每天进行实时采集，其采样数据量较大，其均值反映的是一天的原油含水比的平均，通过对比可知，远程监控获取的含水日均值更能反映原油的日含水情况。
6 结束语
远程监控系统的准确性和可靠性已在实际应用中得到验证。本文提出的原油含水监控系统和技术，能实现对原油含水状况的长期监视，及时记录原油在不同时刻的含水状况，便于监控中心依此评价油井产能，降低工人劳动成本，对原油产量和开采价值进行评估，制定合理高效的开采方案，进而提高采油厂的自动化和信息化水平。
参考文献
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