❶ 溫度對石油體積影響大還是壓力對石油體積影響大
溫度.
溫度升高,石油分子間隔變大
壓力增大,石油分子間隔變小
但是石頭是液體,分子間隔變大的空間比變小的空間大得多
所以溫度影響比較大
❷ 超深井井下的溫度、壓力梯度預測及其對現有技術的挑戰
1.3.1 超深井井下的溫度、壓力梯度預測
（1）超深井井下的溫度梯度預測
在2010年5月15日北京會議上，謝文衛曾代表勘探所提出項目總體技術指標：目標井深13000m；最高井溫400℃。這個最高井溫可能是按地溫梯度3℃/100m估算出來的，但這么高的溫度對於電子類檢測儀表而言卻是「致命的」。
鑽進過程中井下參數的檢測條件是，檢測井下溫度和環空壓力時必須停止沖洗液循環，檢測鑽孔頂角、方位角和工具面向角時必須停止鑽桿柱回轉，而為了精確測量角度也必須暫停沖洗液循環（以防鑽桿柱振動影響檢測精度）。因此，在保持循環和停泵條件下井溫將達到多少度，將是本專題的重要先決條件。
下面基於熱傳導理論，結合超深井具體情況對井下溫度分布情況進行分析。
孔內傳熱模型如圖1.1所示。鑽井液從井口進入鑽桿柱時的溫度低於鑽桿溫度和環空溫度，所以鑽柱內的鑽井液吸收鑽桿的熱量溫度升高，並且隨著井深的加深而逐漸升高；鑽井液從鑽頭處進入環空後，吸收井壁的熱量使井壁溫度降低，當鑽井液上返至某一井深，其溫度與井壁基本一致溫度不再上升，該井深稱為等溫深度h；當鑽井液上返至等溫深度h以上，鑽井液的溫度高於地溫，井壁從鑽井液中吸收熱量，鑽井液溫度降低而井壁溫度升高。井深大於h後的熱傳導過程如圖1.2所示，井深小於h時的熱傳導過程如圖1.3所示。
圖1.1 孔內泥漿對流傳熱模型
圖1.2 井深大於h後的溫度傳導過程
圖1.3 井深小於h時的時溫度傳導過程
鑽井液與井壁的溫度分布受井深、鑽井液及圍岩的熱導率、鑽井液泵量、入口溫度以及圍岩溫度梯度等多種因素影響。計算機模擬得出的不同孔深處鑽桿內和環空泥漿溫度曲線如圖1.4（泵量為20L/s）、圖1.5（泵量為30L/s），其結果與張培豐、烏效鳴課題組的模擬結果類似。
圖1.4 泵量為20L/s時不同孔深處鑽桿內和環空泥漿溫度的分布
可以看出，泥漿流量變化對井內泥漿的溫度影響很大。當泵量20L/s，泥漿入口溫度35℃時，鑽桿柱內泥漿最高溫度為214℃，環空泥漿最高溫度345℃（孔深10600m處），出口溫度為111℃；當泵量30L/s，泥漿入口溫度35℃時，鑽桿柱內泥漿最高溫度197℃，環空泥漿最高溫度330℃（孔深10200m處），出口溫度128℃。所以，增大泵量將使鑽桿柱內溫度降低，而使泥漿出口溫度升高。
圖1.5 泵量為30L/s時不同孔深處鑽桿內和環空泥漿溫度的分布
圖1.4、圖1.5還表明，環空泥漿溫度並非在井底達最高，而是離井底一定深度的位置達最高，這段距離隨泥漿流速的增大而增大（對於13000m的鑽孔約在10000～10500m孔段）。
（2）超深井井下的壓力梯度預測
在2010年5月15日北京會議上，勘探所提出的項目總體技術指標中沒有井底壓力指標。井下的壓力梯度應符合隨深度變化的線性規律，按靜水柱壓力估算（設泥漿密度1.15g/cm3）13000m井底應達150MPa左右。如果說井底的高溫影響還可以通過沖洗液循環來緩解，那麼井底高壓的問題則對檢測技術及其儀器又將是一個嚴重的挑戰。
1.3.2 超深井井下高溫、高壓環境對現有數據採集技術的挑戰
（1）井下高溫環境對現有數據採集技術的挑戰
Kutasov曾在採集美國密西西比地區大量隨鑽鑽井液循環溫度資料的基礎上，對處於環空任一點穩定後的循環鑽井液溫度（Tm）進行了研究，並得出該地區鑽井液循環溫度的經驗公式：
科學超深井鑽探技術方案預研究專題成果報告（下冊）
式中：Tm為任一點穩定後的鑽井液循環溫度，℃；h 為計算點井深，m；H為井的總垂直深度，m。
假如我國實施13000m科學超深井鑽探，設地溫梯度為3℃／100m，井底地層溫度為390℃。如果按式（1.1）計算，則井底循環鑽井液溫度為318.56℃。但是，目前在國內外還查不到能工作於300℃以上環境的電子式隨鑽測井儀器。這也正是前蘇聯在20世紀60～70年代專為СГ-3超深井研製結構復雜的機械式測斜儀的原因（當然在 21世紀的今天，完全沒有必要放棄電子儀表而重返機械儀表）。
美國斯倫貝謝（Schlumberger）、哈里波頓（Halliburton）公司的MWD為150℃和125℃；俄羅斯公司的為100～120℃；我國中天啟明石油技術有限公司（仿美國哈里波頓）的為150℃，北京海藍科技開發公司和中石油鑽井研究院的為125℃。另外，美國應用物理系統股份有限公司最近推出的定向短節（Φ34×350）最高工作溫度為185℃（圖1.6）。它們承受高溫的上限都與我們所預測的318.56℃差距很大。
圖1.6 美國應用物理股份有限公司的定向短節
（2）井下高壓環境對現有數據採集技術的挑戰
如果按靜水柱壓力估算（設泥漿密度1.15g/cm3）13000m井底壓力為150MPa左右。美國、俄羅斯和我國生產的MWD中最高耐壓能力為140MPa，還沒有能承受如此高壓的儀器可選。只能等待耐壓能力更高的儀器誕生，或者請生產廠家對現有儀器的密封性能和內外管承壓能力加以改造。
1.3.3 超深井的超遠傳輸距離對現有數據傳輸技術的挑戰
我們可選的儀器及其傳輸技術除了溫度、壓力制約外，還有傳輸距離的制約。目前國內外的鑽井實踐證明，最為成熟的泥漿脈沖式傳輸技術可靠的最大傳輸井深為8000m；電磁波式MWD可靠的最大傳輸井深為4000m。也就是說，在8000m之後的鑽進數據傳輸問題將是我們必須面對的又一難題和挑戰。
❸ 原油多高溫度能保證流動性，不堵塞
在原油輸送過程中，通常添加降凝劑和流動改進劑，可以有效改善原油的低溫流動性。國內外最新研究表明原油流動性的改變與原油凝固態的凝膠體系強度的改變、原油降摩阻性能的改變以及原油粘度的改變有重要關系。
通常人們認為原油的流動與原油的凝固點和粘度有關。原油凝固點主要由原油中蠟的含量和蠟分子量的大小決定，而原油的粘度主要由膠質和瀝青質決定。針對不同原油加入不同降凝劑、分散劑或降粘劑可以改善原油的低溫流動性。最新研究表明利用化學熱力學和摩擦力學理論，研究原油在各種界面吸附性以及原油微觀狀態的改變和原油化學熱力學的相關性質對宏觀改善原油低溫流變性的影響，是研究原油流動改進的關鍵。關於流體的流動源於界面化學所研究的流變性。
原油開采和管道輸送都是在一定溫度條件下開始的，隨著開采和輸送的時間溫度會逐步下降，原油加熱後再冷卻時，冷卻速度決定了原油凝固態強度和凝點以及原油的流動溫度。原油加溫至50°C後再冷卻與加溫到35°C後再冷卻結果有很大差別，從50°C冷卻時遵循牛頓流體規律，而35°C冷卻過程為塑性流體。在研究原油流變性對溫度的依賴性中，應該重視原油流動的起始溫度。樣品加熱到50 °C並以較快冷卻速度(1°C/min)冷卻時,為了避免快速冷卻使原油結晶有序化,用逐步增壓的方法，從而保證了原油的正常流動。如果冷卻速度快,又不增加原油的外加壓力，在低溫時會變成明顯的塑型體。
❹ 石油極其產品的粘度與溫度之間有什麼關系
流體的粘度明顯受環境溫度的影響(壓力也有一定影響，但一般可忽略不計)，這種影響也是分子間相互作用的結果。通常的概念是溫度升高，流體體積膨脹，分子間距離拉遠，相互作用減弱，粘度下降;溫度降低，流體體積縮小，分子間距離縮短，相互作用加強，粘度上升。由於粘度與溫度關系密切，因此任何粘度數據都需註明測定時的溫度，這一點，在使用YT-265系列運動粘度測定儀和NDJ系列旋轉粘度計時尤其需要注意，粘度只有在溫度相同的情況下測定才有可比性。通常在低溫區域，溫度對粘度的影響更加明顯。
❺ 地心的溫度如此之高，為什麼石油不會燃燒
燃燒的三要素是：可燃物、可燃物和火源。在地殼深處是不能著火的，另外，深度不夠，溫度達到100米時降點火溫度的地溫上升3度，而石油會被埋在萬，上下這么井的凝結物含有低醇量。這時相遇，而從地下到地面，石油有冷卻現象和熱膨脹，所以石油不會像數流那樣高。由於受地球內部熱量的影響，地殼層與深度的增加呈線性關系，即地熱曲線，雖然各地情況不同，但平均約為3℃/100米。也就是深度增加100米，溫度增加3度左右。
我們根據地溫曲線計算，煤層是1000米，石油是10000米，那麼目前這個深度的石油形成溫度：300+25（平均表面溫度）=325度；煤層。30+25（平均表面溫度）=55度。別的不說，在這個溫度下，你認為煤層會被點燃嗎？雖然石油的形成溫度很高，但它不會被點燃，原因在下面討論。
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