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(jiān)控系統(tǒng)。將井口參數(shù)采集模塊和GPRS通信控制模塊相結合，實現(xiàn)對油井原油含水參數(shù)的遠程監(jiān)測、分析、記錄，從而得出評價油井原油開采質量的指標。系統(tǒng)以TMS320F2812數(shù)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(shù)字信號處理器；遠程監(jiān)控

0 引言

　　在石油工業(yè)中，及時掌握油井生產(chǎn)的各種參數(shù)，了解油井的運行情況，對油田安全高效生產(chǎn)至關重要。原油的含水率是油井生產(chǎn)的一項重要指標，通過它可以評價油井產(chǎn)能，評估原油產(chǎn)量和開采價值，預測原油開采程度和油井的開發(fā)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(tǒng)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(jiān)控和采油數(shù)據(jù)的實時性、準確性，由此致使上層無法獲知油田現(xiàn)場真實情況，因而也就不能確定實際所需生產(chǎn)成本，制定合理高效的開采方案，因此滿足不了油田生產(chǎn)自動化的要求[1]。研發(fā)自動化程度高的原油含水在線測量和遠程監(jiān)控技術顯得頗為重要[2-3]。

　　國內(nèi)外原油含水率測試產(chǎn)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(chǎn)品等。國內(nèi)的產(chǎn)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(chǎn)品大都因受油田當?shù)丨h(huán)境，測量儀器的分辨率、穩(wěn)定性、價格等限制，不能在油田得到大量推廣應用?；诖?，本文介紹一種快速、實時、經(jīng)濟的原油含水遠程監(jiān)測系統(tǒng)[4-5]。

　　基于TMS320F2812的油井原油含水遠程在線測量監(jiān)控系統(tǒng)應用了遠程監(jiān)控技術[6-7]，通過GPRS網(wǎng)絡進行測量數(shù)據(jù)的獲取及傳輸，采用DSP為主的硬件系統(tǒng)為平臺，充分發(fā)揮了DSP的快速性與靈活性，利用DSP在數(shù)字信號處理[3]的快速實時性，完成整個系統(tǒng)的搭建。

1 系統(tǒng)的設計方案

　　系統(tǒng)結構框圖如圖1所示。

　　系統(tǒng)選用TMS320F2812和GPRS作為系統(tǒng)核心部件，實現(xiàn)對系統(tǒng)的控制和處理。其設計系統(tǒng)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(tǒng)感應信號的獲取。（2）信號采集處理：該模塊由信號放大調(diào)理電路、DSP最小系統(tǒng)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(shù)據(jù)進行無線傳送和監(jiān)控中心控制指令的接收。（4）GPRS網(wǎng)絡[9]、網(wǎng)關及INTERNET：該模塊作為數(shù)據(jù)的傳輸通道，負責采集處理后數(shù)據(jù)和控制命令數(shù)據(jù)的傳送。（5）服務監(jiān)控中心：該模塊負責對采集處理后數(shù)據(jù)的分析，預測原油產(chǎn)量以及遠程調(diào)整測量設備的標定參數(shù)[10]等。

2 系統(tǒng)硬件設計

　　系統(tǒng)硬件的設計由兩個部分組成：數(shù)據(jù)采集處理和服務監(jiān)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(shù)據(jù)進行分析、發(fā)送控制指令來調(diào)整設備標定參數(shù)達到對測量設備的遠程監(jiān)控[11-12]。

　　2.1 數(shù)據(jù)采集處理部分

　　數(shù)據(jù)采集處理結構框圖如圖2所示。

　?。?）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(nèi)壁上的8個環(huán)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(nèi)管道流過。

　?。?）信號調(diào)理部分

　　在連續(xù)相的條件下，通過8個電極電導式傳感器在油井現(xiàn)場進行實時數(shù)據(jù)的采集，而采集后的數(shù)據(jù)需要在信號調(diào)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(shù)據(jù)的精確性。

　　（3）DSP處理

　　DSP處理采用TI的TMS320F2812，其片內(nèi)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(tài)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(wǎng)絡平臺，提供高速、可靠、永遠在線、透明傳輸?shù)臄?shù)據(jù)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(xié)議和大量數(shù)據(jù)；支持雙數(shù)據(jù)中心備份傳輸及多數(shù)據(jù)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(nèi)嵌標準的TCP/IP協(xié)議，大大減輕客戶的開發(fā)難度，支持透明數(shù)據(jù)傳輸，數(shù)據(jù)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(yè)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(jiān)控部分

　　該部分負責從INTERNET數(shù)據(jù)傳輸通道上獲取采集處理后的數(shù)據(jù)，并進行分析。隨后通過發(fā)送控制指令給終端DSP調(diào)整設備標定參數(shù)值。該部分結構框圖如圖4所示。

3 系統(tǒng)的軟件輔助

　　本系統(tǒng)借助DTU來進行數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)傳輸。終端工作流程如下：

　?。?）終端設備上電后，首先初始化CPU，DSP完成其外圍模塊間的協(xié)商處理，同時對DTU模塊進行初始化，檢查SIM卡狀態(tài)等。

　　（2）DSP通過相應的AT指令來控制DTU進行撥號和PPP協(xié)商，待協(xié)商成功后，將與數(shù)據(jù)處理中心的服務器進行TCP連接，一旦連接成功后，系統(tǒng)就保持在INTERNET連接狀態(tài)上。

　?。?）終端如若向監(jiān)控中心發(fā)送數(shù)據(jù)，則需先進行中斷請求的發(fā)送，雙方建立TCP連接后才可進行數(shù)據(jù)發(fā)送。

　?。?）如若數(shù)據(jù)從DSP采樣得到，則先啟動相應操作程序對數(shù)據(jù)進行處理，隨后將處理好的數(shù)據(jù)歸置好以便發(fā)送。

　?。?）DSP時刻進行中斷掃描監(jiān)控中心是否有數(shù)據(jù)發(fā)送過來，一旦收到監(jiān)控中心發(fā)來的數(shù)據(jù)，DSP將啟動相應操作程序對數(shù)據(jù)進行處理。

　?。?）如若沒有數(shù)據(jù)傳輸，則系統(tǒng)將自動進入節(jié)能工作模式。

4 服務監(jiān)控中心

　　服務監(jiān)控中心由一臺服務器和一臺數(shù)據(jù)處理服務器組成，其中數(shù)據(jù)處理服務器安裝有監(jiān)控軟件，用來負責對原油含水檢測數(shù)據(jù)的管理。

　　當DTU參數(shù)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(wǎng)絡傳給監(jiān)控中心，監(jiān)控中心的數(shù)據(jù)處理服務器接收到終端傳來的檢測數(shù)據(jù)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(jù)數(shù)據(jù)顯示狀況適時變更開采方案，使得原油的開采更加經(jīng)濟、高效。

5 實例分析

　　選取某油井7月份的生產(chǎn)參數(shù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計表來分析，如表1所示。

　　表1可以看出，該油井產(chǎn)出的原油含水量較大，屬低產(chǎn)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(jiān)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(jiān)控中心接收到的經(jīng)DSP處理后的原油含水比日均值數(shù)據(jù)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(chǎn)液含水比呈現(xiàn)下降趨勢。因為每天定時采樣數(shù)據(jù)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(tǒng)基于DSP每天進行實時采集，其采樣數(shù)據(jù)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(jiān)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(jiān)控系統(tǒng)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(jiān)控系統(tǒng)和技術，能實現(xiàn)對原油含水狀況的長期監(jiān)視，及時記錄原油在不同時刻的含水狀況，便于監(jiān)控中心依此評價油井產(chǎn)能，降低工人勞動成本，對原油產(chǎn)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。

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