㈠ 石油鑽井和井下作業那個好些
充氣控壓鑽井過程壓力影響因素分析摘要：常規鑽井技術鑽遇復雜地層時，鑽井液安全密度窗口窄，鑽井液性能可能發生劇變，壓差卡鑽、粘附卡鑽、噴漏同層、上漏下噴和井壁垮塌等復雜問題經常發生，甚至導致鑽井作業無法正常進行，增加諸多非鑽井作業時間，使鑽井周期和費用大幅度上升；充氣控壓鑽井（MPD）作為一種新的鑽井技術，能夠降低甚至避免諸類鑽井問題，結合環空多相流水力學模型，綜合分析了鑽井液排量、注氣量、機械鑽速、井口回壓和井身結構等因素對MPD環空壓力的影響，實現MPD環空及井底壓力保持在一定的范圍內准確、快速可調，從而提高鑽井效率，降低作業成本。在不久的將來，控壓鑽井將會是一種更安全、更快、更有效的鑽井技術。關鍵詞：控壓鑽井；排量；壓力；注氣量；地層壓力伴隨著油氣層的長期開采，國內外主力油氣田大多進入開發的中後期，不同程度地面臨地層壓力衰竭與下降，因此造成地層坍塌密度降低，且與地層壓力梯度接近，鑽井過程中呈現出窄壓力、甚至負壓鑽井液密度窗口，並由此產生漏噴同層、井壁垮塌等一系列鑽井問題[1-3]。同時隨著裸眼井段的增加，井底溫度和壓力也隨之發生改變；且有多套壓力體系的復雜裸眼井段，從而使鑽井液性能發生劇變，卡、漏、噴及井壁垮塌等復雜問題進一步加劇，甚至導致鑽井作業無法正常進行；面臨這種復雜的地層，採用常規鑽井裝置和方法很難滿足當前鑽井作業需要[4-6]。因此，在今後的油氣勘探中，如何在諸類儲層鑽進將成為國內外各大油氣田增產上儲的主要手段。然而，充氣控壓鑽井—MPD（Managed PressureDrilling）作為一種新的鑽井技術，使用稍高於地層壓力梯度的鑽井液，地面通過混合器向鑽井液上水管線中適當充氣，利用欠平衡設備和技術，能夠方便快速調節環空鑽井液當量循環密度，使井底壓力保持在一定范圍之內，降低或避免上述鑽井問題，減少非生產作業時間。但鑽井過程中，鑽井液排量、注氣量及井口回壓等工程參數與地層壓力及環空安全攜岩尤為重要；文中重點考慮地層產出氣與注入氣在環空形成的氣液兩相流，利用水力學的嚴格推理與計算，保證了井筒環空井口的安全攜岩且精確控制井底壓力，對進一步深化和完善充氣控壓鑽井的理論研究及現場應用具有重要的現實意義。1控壓鑽井的使用現狀與基本概念Status quo and basic concept of managedpressuredrillingMPD技術在陸上鑽井使用已有相當長的時間，其應用了較為先進的欠平衡設備及方法使鑽井液從立管到出口形成一個閉合、承壓的循環系統，實現鑽井優化的一種工藝[5，7]。其意圖是方便、快速調整環空和井底壓力等參數，隨意控制鑽井作業過程中地層流體有控制地進入井筒環空，而不是通過調整鑽井液密度來改變井底的壓力。目前美國75%的井使用這種閉環、承壓的控壓鑽井技術進行作業。國內陸地控壓鑽井技術已經在塔里木油田公司的奧陶系和南堡油田第三系地層陸續展開，避免了鄰井鑽井過程中發生的井下復雜情況，已取得較好的效果。控壓鑽井使用欠平衡的設備，就其循環系統本身來講，屬於閉環、承壓的鑽井液循環系統；能夠滿足方便、快捷地調整井底及環空壓力，從而使用最短的時間來處理和滿足鑽井工程上的需要，使整個鑽井過程中井底壓力近乎保持恆定；國際鑽井承包商協會（IADC）對控壓鑽井—MPD作了如下的定義：MPD是一種經過改進的鑽井程序，可以較精確地控制整個環空井筒的壓力剖面；其目的是要確定井底壓力，進而來控制環空的壓力剖面[5，6，8，9]。其主要技術特點是：與常規開式壓力控制體系不同，MPD依靠閉合、承壓的鑽井液循環體系，可以更精確地控制整個環空壓力剖面，使得地層流體有控制地進入環空。這種循環體系需要通過環空鑽井液水力學的精確計算和模擬；主要參數包括：鑽井液性能、鑽井液密度、鑽井液泵排量、充氣量、機械鑽速、岩屑類型及尺寸、岩屑與氣體遲到時間，井身結構與鑽具組合等。從而合理地預測、解釋實施控壓鑽井過程中整個環空壓力剖面及相應的控制壓力措施。2影響井底壓力的主要參數分析Effects of main parameters for bottom holepressure2.1環空兩相流模型選擇Modelselectionof twophaseflowinannularspace根據前人研究成果，綜合分析氣液兩相流模型主要有以下3種：均
㈡ 高溫對水基鑽井液性能的影響
2.3.1 高溫惡化鑽井液性能
隨著溫度增加，鑽井液的各種性能隨之發生變化。一般而言，升溫使鑽井液造壁性能變壞，即泥餅變厚，滲透性變大，濾失量增高。而這種變化趨勢與API濾失量的大小無直接的必然聯系，即API濾失量小的鑽井液在高溫高壓條件下的濾失量不一定就小。這說明，高溫下具有不同的作用機理。
高溫對鑽井液的流變性的影響比較復雜，其影響情況可從黏度與溫度的關系曲線詳加研究。常見的此種黏度-溫度曲線有以下幾種典型形式（圖2.2）。
其中曲線①表示了抗溫能力較強的黏土含量較低的分散鑽井液。這類鑽井液流變性的構成中，非結構黏度所佔的比重大於結構黏度，如由高分子處理劑提高鑽井液塑性黏度的體系。而聚結性強，黏土含量高的鑽井液，一般有可能表現為曲線③，此種鑽井液的結構很強（包括「卡片房子結構」和聚合物——黏土粒子的空間網架結構），大大超過塑性黏度對於黏度的貢獻。
圖2.2 水基鑽井液常見的幾種黏溫曲線
而各類水基鑽井液在較寬的溫度范圍內（常溫一高溫）普遍表現出曲線②的變化規律，只是不同鑽井液體系表現不同的塑性黏度（η有效）和溫度（tB）極小數值而已。
若tB大於鑽井液的使用溫度則成為曲線①類型，若tB低於室溫，則體系的黏-溫曲線表現為曲線③。可以說曲線③是各類水基鑽井液的普遍規律，而曲線①、②是其兩種特例。研究表明，這種因溫度而變化的性質有可能是可逆的。因此，它能較好地反映鑽井液使用中從井口→井底→井口的循環過程中鑽井液性能的實際變化情況。它是鑽井液體系能否滿足深井井段工程和地質要求的關鍵問題。顯然這種高溫變化的特性可造成井底高溫與井口低溫下鑽井液性能的極大的差異，故絕不能用常規儀器測出的鑽井液井口性能來衡量井下鑽井液在高溫下的實際性能。它只能用模擬井下實際高溫高壓條件的儀器來測定，並以此作為設計和維護深井鑽井液性能參數及判斷井下情況決定工程措施的依據。
2.3.2 高溫降低鑽井液的熱穩定性
高溫使鑽井液中各組分本身及各組分之間在低溫下本來不易發生的變化、不劇烈反應、不顯著的影響都變得激化了，同時也使長段裸眼鑽進不可避免的地層污染（鹽、鈣、鑽屑、酸性氣體等）加劇。所有這些作用的結果必然嚴重地改變、損害以致完全破壞鑽井液原有性能，而這種影響是不可逆的永久性變化。它表明了鑽井液體系受高溫作用後的穩定能力（或鑽井液抵抗高溫破壞的能力），特稱為鑽井液體系的熱穩定性。一般用鑽井液經高溫作用前後性能（同一條件測定）的變化來實際反映鑽井液在使用過程中的井口性能的變化（有時甚至就是進、出口性能的變化）。
2.3.2.1 高溫對鑽井液流變性熱穩定性的影響
（1）高溫增稠
鑽井液經高溫作用後視黏度、塑性黏度、動切力及靜切力上升的現象，屬不可逆的變化。若鑽井液經高溫作用後喪失流動性則稱為鑽井液高溫膠凝。顯然可以把它看作是一種嚴重的高溫增稠現象。高溫增稠是深井鑽井液最常見的現象。在使用中表現為鑽井液黏、切力不斷上升，特別在起下鑽作業過程中鑽井液經過長時間高溫老化後升幅更大。因此，造成鑽井液性能不穩定，處理頻繁。常常給深井鑽井液（特別是重鑽井液）的使用帶來麻煩，而且對於高溫增稠嚴重的鑽井液，使用稀釋劑一般不能有效，甚至反而更加嚴重，這是一個突出的特點。
凡鑽井液中黏土含量高、分散性強的鑽井液則常表現出這種現象。
（2）高溫減稠
鑽井液經高溫作用後，動、靜切力下降的現象稱為高溫減稠。主要表現為動靜切力下降。在劣土、低土量、高礦化度鹽水鑽井液中經常觀察到這類現象，它不是由於鑽井液組分變化而純系高溫引起的變化。在實際使用中它表現為鑽井液井口黏、切逐漸緩慢下降。而這種下降用常規的增稠劑也難以提高。由於嚴重的高溫減稠可導致加重鑽井液重晶石沉澱，因此，在使用中也應充分注意。一般可採用表面活性劑或適當增加鑽井液中黏土含量的辦法加以解決。
（3）高溫固化
鑽井液經高溫作用後成型且具有一定強度的現象稱為高溫固化。凡發生高溫固化的鑽井液不僅完全喪失流動性而且失水猛增。此種情況多數發生在黏土含量多、Ca2+濃度大，pH高的鑽井液中。
實踐證明，該鑽井液經高溫作用後，常表現出四種不同的現象，即高溫增稠、膠凝、固化及減稠。這些現象不僅發生在不同的鑽井液體系中，而且同一鑽井液體系不同條件下，都有可能出現。這充分說明了高溫對鑽井液影響的復雜性。
2.3.2.2 高溫對鑽井液造壁性熱穩定性的影響
鑽井液經高溫作用後，失水增加，泥餅增厚是常見的現象。其增加程度視鑽井液體系不同而異。但有的鑽井液體系，如SMC-SMP鹽水鑽井液體系卻表現出相反的結果即高溫作用後鑽井液濾失量降低，泥餅質量變好。前者表現為井口溫度下的濾失或HIHP濾失增加，井愈深，溫度愈高，增加愈多。後者則鑽井液愈用性能愈好，且表現出井愈深、溫度愈高，使用時間愈長，效果愈好的趨勢，即呈現出高溫改善鑽井液性能的趨向，見表2.3。
表2.3 高溫對鑽井液造壁性的影響
2.3.3 高溫降低鑽井液的pH值
實踐證明，鑽井液經高溫作用後pH值下降，其下降程度視鑽井液體系不同而異。鑽井液礦化度愈高，其下降程度愈大，經高溫作用後的飽和鹽水鑽井液pH值一般下降到 7～8。這種pH下降必然會使鑽井液性能惡化，影響鑽井液的熱穩定性，使用中鑽井液體系這種經高溫後pH值下降的趨勢，一般不能用加燒鹼的辦法來解決，加鹼愈多，pH值下降愈厲害，鑽井液性能愈不穩定。一般採用表面活性劑則可抑制體系pH值的下降或採用較低pH的鑽井液體系。
2.3.4 高溫高壓對泥漿密度與分散性的影響
隨著井深的增加，地層的溫度和壓力也會不斷地增加，鑽井液的性能會顯著變化。其中，密度是發生變化的重要參數之一。而井眼內鑽井液密度是進行各種鑽井施工和設計的必要的基礎數據，高溫高壓環境下的超深井鑽井液密度不再是一個常數，而是隨溫度和壓力的變化而變化。鑽井液的高溫高壓密度特性直接關繫到井眼內靜液柱壓力分布和循環壓耗大小的准確計算。為了更加准確的預測鑽井液在高溫高壓下的真實密度，高溫高壓水基鑽井液的p-ρ-T特性研究具有重要的現實意義。
隨著國內油氣田勘探開發的不斷深入，深井、超深井鑽井數量持續增加，深井、超深井地層復雜，井下溫度和壓力高，鑽井液密度易發生變化可能導致一些井下復雜情況發生。從這個角度上講，對於深井、超深井而言，研究高溫高壓情況下的鑽井液密度特性具有十分重要的意義。
2.3.4.1 高溫高壓條件下鑽井液中固相的體積變化
根據美國石油協會（API）的規定，按照固相顆粒粒徑的大小可將鑽井液中的固相分為黏土（API膠質）、泥和砂（API砂）三大類。其來源主要是黏土粉中的無用成分、岩屑、加重材料（如重金石）等。高溫高壓下鑽井液的密度發生變化可能受到這些固相體積受熱膨脹、高壓縮小的影響。
（1）高溫高壓下鑽井液中黏土顆粒的體積變化
有研究表明，鑽井液中的黏土成分在高溫高壓條件下，其特性會發生較大變化。根據前面（2.1.1部分）的說明，黏土水化分散性增強，ζ電勢升高，顆粒周圍形成較常溫下更厚的水化膜，即發生高溫分散現象。當鑽井液中的黏土含量超過一定上限值時，鑽井液在高溫下發生高溫凝膠現象：黏土迅速增大甚至凝聚成團。此時，與黏土顆粒的高溫分散作用相比其自身的體積變化可以不予考慮。
目前尚無找到直接與鑽井液中黏土顆粒體積變化對鑽井液密度影響相關的研究，推測黏土顆粒本身的體積變化應當與無用固相相似。
（2）高溫高壓下鑽井液中有害固相的體積變化
鑽井液中的岩屑、黏土粉中的高嶺石、伊利石等不能造漿的成分在鑽井液中佔有一定的比例。在普通不含加重劑的鑽井液中比重更大。岩屑被鑽頭研磨或切削掉後，受力狀態發生變化，體積相應變化；之後被鑽井液攜帶不斷上浮至井口排除。這期間岩屑體積不斷變化，影響處於井筒環空部分的鑽井液的密度（圖2.3）。
圖2.3 井下岩屑應力狀態分析
已有的理論推導和計算表明，在10000m深孔條件下，取高溫300℃、高壓260MPa，計算出鑽井液中的有害固相變形在0.25%～0.45%之間（圖2.4）。
圖2.4 溫度及壓力引起的岩屑體積變形
根據上圖可知，線A的寬度由下到上在27～49之間，線B的寬度在30～46之間。
估取總體岩屑變形為40，即0.4%。假設上返鑽井液中固相體積含量為5%，則由於固相成分體積發生變化引起的鑽井液體積變化量為：
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鑽井液密度變化量為：
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如果鑽進10000米超深井所用鑽井液密度為1.76g/cm3，由於固相體積變化引起的鑽井液變化量為0.0007g/cm3，這種影響是很小的。
2.3.4.2 高溫高壓下鑽井液中液相的體積變化
高溫高壓對鑽井液密度的影響主要是受到鑽井液中液相成分高溫高壓條件下體積變化的影響，而且從已有的前輩的研究結果說明，液相對鑽井液密度的影響要遠大於固相的影響。這是可能是因為兩個方面的原因：其一是液相組分在鑽井液中占據了相當主要的部分，液相的微小變化累加起來結果可能會被放大；其二液相分子間作用力小，受溫度影響後比固相分子更易發生變化。
根據同濟大學祁德慶等編寫的《工程流體力學》一書的描述：實驗指出，在一個大氣壓下，溫度較低時（10～20℃），每增1℃，水的體積改變1.5×10-4。溫度較高時改變數約為T×10-4。
由此可大致推導出，當鑽井液溫度升高至300℃時，流體的體積變化量約為：
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是其原體積的0.0017倍。
鑽井液密度變化比率為：
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假設超深井鑽井液密度為1.76g/cm3，則單由於水基鑽井液中水介質高溫體積變化所引起的鑽井液密度變化量為：0.003g/cm3。由此可看出液相體積變化對鑽井液密度的影響要比鑽井液中固相含量的影響大一個數量級。
2.3.4.3 高溫高壓對鑽井液密度的影響
密度特性主要決定於體積的變化，而體積受溫度和壓力的影響。溫度的影響表現為膨脹性，壓力的影響表現為壓縮性。高溫高壓密度測試主要測量鑽井液在不同溫度、壓力組合狀態下的體積相對常溫（室溫）、常壓下體積的變化量，試液體積變化量由吸入或排出多少來計量，然後用稱重法得到。已知常溫常壓下的試液密度和體積時，根據質量守恆原理計算出每種溫度和壓力組合狀態下的試液密度，即
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式中：ρ（p，T）為壓力p和溫度T下的試液密度，g/cm3；ρ0為鑽井液初始密度，g/cm3；V0為試液初始體積，m3；ΔV為體積變化量，m3。
（1）溫度對鑽井液密度的影響
根據王敏生（2007）等使用高溫高壓鑽井液密度特性試驗裝置對勝科1井現場配製的超深井鑽井液、王貴（2007）等實驗室內鑽井液的研究，壓力為10MPa、30MPa、50MPa時溫度對密度的影響如圖2.5、圖2.6所示。
圖2.5 溫度對鑽井液密度的影響1
圖2.6 溫度對鑽井液密度的影響2
圖2.5中的曲線關系為：
10MPa時：R2=0.9998；ρ=-1×T2+0.0007T+1.7408
20MPa時：R2=0.9999；ρ=-1×T2+0.0008T+1.7363
30MPa時：R2=1；ρ=-1×T2+0.001T+1.7266
由圖2.5可知，壓力一定時，隨著溫度的增加，鑽井液密度下降，且下降幅度較大，在壓力50MPa、溫度60℃時密度為1.758g/cm3，而溫度達到150℃時，密度降為1.703g/cm3，下降幅度約為3%。同時，在相同壓力下，隨著溫度的增加，其下降趨勢更加明顯，表明高溫下鑽井液更加具有可壓縮性，曲線非線性程度更嚴重。從圖2.6可以看出，在一定的壓力條件下，水基鑽井液的密度與溫度呈二次曲線的關系。並且密度的下降幅度在幾個百分點內。
（2）壓力對鑽井液密度的影響
壓力對鑽井液密度的影響見圖2.7和圖2.8。
圖2.7 壓力對鑽井液密度的影響1
圖2.8 壓力對鑽井液密度的影響2
圖2.7中壓力與密度可用直線關系描述為：
100℃時：ρ=0.0004p+1.7102，R2=0.9997；
120℃時：ρ=0.0006p+1.6771，R2=0.9999；
140℃時：ρ=0.0007p+1.6408，R2=0.9996；
170℃時：ρ=0.0009p+1.5664，R2=0.9986。
由圖2.7可以看出，溫度一定（溫度分別為60℃、90℃、120℃、150℃）時，鑽井液密度隨壓力增加而增加，當壓力增加到某一值時，鑽井液密度不再明顯增加。對比曲線2、圖2.7可知，鑽井液受溫度影響較大，受壓力的影響較小。從圖2.8可以看出在一定的溫度條件下，水基鑽井液的密度與壓力呈線性關系，並且隨著溫度的升高，直線的斜率的逐漸變大。
（3）理論模型的推導
目前已有的分析鑽井液密度在高溫高壓下的變化規律的理論模式很多，大致可將鑽井液密度隨溫度和壓力變化的模型可分為復合模型、經驗模型兩種。
對於復合模型來說，鑽井液由水、油、固相和加重物質等組成，每種組分的性能隨溫度和壓力而改變的情況有所不同。在確定了這些單一組分的高溫高壓變化規律後，便可以得到預測鑽井液密度變化的復合模型。這類模型大同小異，以Hoberock、Scolle等的模型為代表，在模型中考慮了鑽井液中不同液相成分的壓縮性和熱膨脹特性，同時忽略了固相的壓縮和膨脹性。使用復合模型需要對鑽井液的不同成分（水、油、固相等）分別進行試驗，掌握其規律，因此其應用受到了一定限制。
經驗模型有不同的表達形式，使用精度尚可。該模型只需對所用鑽井液進行有限的幾組試驗，以確定模式中的常數，然後便可根據該模型計算鑽井液靜液柱壓力和當量靜態密度大小。由於實驗設備的限制，試驗壓力與溫度與實際溫度、壓力尚有一定距離，且液相成分復雜，因此只能採用經驗模式。對圖中實驗數據進行擬合，得方程
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式中，x1為表示溫度，℃；x2為表示壓力，MPa。
由方程（2.6）可知，若井底壓力為100MPa、溫度為220℃時，密度變為1.62g/cm3，與常溫1.75g/cm3 相比時降幅為7.5個百分點。根據上述模型，取低溫梯度2.5℃/100m，地表溫度為25℃，當井深超過10000米後，溫度和壓力對鑽井液密度的影響應在幾個百分點之內。
根據王貴等研究，對實驗數據分別進行五種模式回歸：
線性形式：ρ=ρ0（a+bp+cT）；
多項式形式：ρ=ρ0（aT2+bT+cp+dpT+e）；
對數函數形式：ρ=ρ0ln（aT2+bT+cp+dpT+e）；
指數函數形式：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+dpT+e）；
經驗模型：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+d）；
計算出各回歸模型的回歸系數、相關系數、回歸平方和，剩餘平方和以及F值。通過對回歸模型進行F檢驗，優選出最優模型。最終得出本文所舉例子中鑽井液密度與溫度壓力間的關系式為
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表2.4 模型誤差對比
由表2.4可以看出，採用王貴等的指數模型計算得出的水基鑽井液密度模型具有更高的精確度。
2.3.5 高溫增加了處理劑耗量
經驗表明，高溫鑽井液比淺井常規鑽井液消耗多得多的處理劑，表2.5是美國統計數據。
表2.5 不同溫度對處理劑的耗量變化
雖然此資料記載的數據不一定適用於各類鑽井液，但是隨著井深增加溫度升高，鑽井液處理劑耗量明顯增加的總趨勢是相同的。其原因有二：其一是為維持高溫高壓下所需的鑽井液性能要比低溫消耗更多的處理劑；其二是為彌補高溫的破壞作用所帶來的損失而作的必要的補充。因此，溫度愈高，使用時間愈長，處理劑耗量必然愈大，且增加了深井鑽井液的技術難度。
㈢ 石油鑽井過程中電測的目的
電測項目較多，各個項目電測目的不一樣，主要電測項目如下：1、雙感應-側向/微球、陣列感應、偶極子聲波、自然伽瑪、自然電位、補嘗聲波、補償中子、高解析度感應、變密度、磁性定位、岩性密度、井身質量（井徑、井眼容積、井斜、方位）、井底溫度；2、套管內測井項目:聲幅（固井質量）。因為我是搞鑽井的，所以我只能給你介紹一下鑽井上需要的東西（地質的了解一部分，為了避免影響你，我不作相關解釋）：1、井身質量：對於鑽井來說非常重要，對下步措施有很強的指導作用，並且能通過採取一系列措施預防井下復雜的發生；2、井底溫度：也有較大作用，第一來說對於調整泥漿性能達到抗高溫性有更強的針對性，比如及時更換更能抗高溫的泥漿材料；第二就是有很多井下工具使用是有溫度限制的，比如power-v、井下測斜工具，為了防止他們失效或者損毀，測量溫度也顯得很重要！
㈣ 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。
㈤ 快速鑽井的原理
石油鑽井工藝的特點是:井眼深、壓力大、溫度高、影響因素多等。以往主要靠經驗鑽井，50年代開始研
鑽井工藝
究影響鑽井速度和成本的諸因素及其相互關系。鑽井新技術、新理論不斷出現。井眼方向必須控制在允許范圍內。根據油氣勘探，開發的地質地理條件和工程需要，分直井和定向井兩類，後者又可分為一般定向井、水平井、叢式井等。
直井 井眼沿鉛直方向鑽進並在規定的井斜角和方位角范圍內鑽達目的層位，對井眼曲率和井底相對於井口的水平位移也有一定的要求(圖1)。生產井井底水平位移過大，會打亂油田開發的布井方案;探井井底水平位移過大，有可能鑽不到預期的目的層。井的全形變化率過大會增加鑽井和採油作業的困難，易導致井下事故。
影響井斜角和方位角的因素有:地質條件，鑽具組合，鑽井技術措施，操作技術以及設備安裝質量等。為防止井斜角和井眼曲率過大，必須選用合理的下部鑽具組合。常用的有剛性滿眼鑽具組合(圖2)和鍾擺鑽具組合(圖3)兩種。前者可採用較大的鑽壓鑽進,有利於提高鑽速,井眼曲率較小，但不能糾斜,後者需控制一定的鑽壓,響鑽速，但可用來糾斜。鑽井工藝鑽井工藝鑽井工藝定向井 沿預先設計的井眼方向(井斜角和方位角)鑽達目的層位的井。
主要用於:①受地面地形限制，如油田埋藏在城鎮、高山、湖泊或良田之下;②海上叢式鑽井;③因地質構造特殊(如斷層、裂縫層，或地層傾角太大等)的需要，鑽定向井有利於油、氣藏的勘探開發;④處理井下事故，如側鑽，為制止井噴著火而鑽的救險井等。
定向井的剖面設計，一般由直井段、造斜段、穩斜段和降斜段組成。造斜和扭方位井段常用井下動力鑽具(渦輪鑽具或螺桿鑽具) 加彎接頭組成的造斜鑽具(圖4)。當井眼斜度最後達到或接近水平時，稱為水平井。定向鑽進時，必須經常監測井眼的斜度和方位，隨時繪出井眼軌跡圖，以便及時調整。常用的測斜儀有單點、多點磁力照相測斜儀和陀螺測斜儀。
近年來，還使用隨鑽測斜儀，不需起鑽就可隨時了解井眼的斜度和方位，按信號傳輸方式分有線及無線兩種，前者用電纜傳輸信號，後者用泥漿脈沖、電磁、聲波等。鑽井工藝叢式井 又稱密集井、成組井(圖5), 在一個位置和限定的井場上向不同方位鑽數口至數十口定向井，使每口井沿各自的設計井身軸線分別鑽達目的層位，通常用於海上平台或城市、良田、沼澤等地區，可節省大量投資，佔地少，並便於集中管理。鑽井工藝
鑽井工藝
噴射鑽井 將泥漿泵輸送的高壓泥漿通過鑽頭噴嘴形成高速沖擊射流(通常在m/s以上),直接作用於井底，充分利用水力能量(一般使泵水功率的50%以上作用於井底),使岩屑及時沖離井底或直接破碎地層,可大幅度提高鑽井速度。合理的工作方式是採用較高的泵壓、較低的排量和較小的鑽頭噴嘴直徑。
優選參數鑽井 在分析已鑽井資料的基礎上，以電子計算機為手段，用最優化的方法，將影響鑽井速度的各種可控因素(例如鑽頭類型、鑽壓、轉速、泥漿性能、水力因素等)，根據最低成本原則建立數學模型，編成計算程序。進行優選配合，使鑽井工作實現優質、快速、低成本。
地層孔隙壓力預測和平衡壓力鑽井 用地震、測井和鑽進時的資料(機械鑽速、頁岩密度、泥漿比重、溫度等)進行綜合分析，預測地層孔隙壓力和判斷可能出現的異常壓力地層，及時採取措施以防止突然發生井噴、井漏和井塌等井下復雜情況。根據已知的地層孔隙壓力和地層破裂壓力，確定合理的泥漿比重和套管程序。在井內泥漿液柱壓力和地層孔隙壓力近似平衡的條件下進行鑽井，稱平衡壓力鑽井。可顯著提高鑽速，也有利於發現油、氣藏。
井控技術 當鑽達異常高壓地層而發生泥漿氣侵或井涌時，用計算方法和恰當的技術措施，調整泥漿比重和流動特性，配合使用液動高壓防噴設備進行控制和排除井內溢流，以防止井噴。
取岩心技術 按設計要求從井下鑽取所需層位的岩石樣品(岩心)，為勘探和開發油、氣藏取得第一性資料。常用的取心工具主要由取心鑽頭、岩心筒、岩心抓和接頭等部件組成，取心鑽進時，鑽頭連續呈環形切削井底的岩石，使鑽成的柱狀岩心不斷進入岩心筒。為適應特殊需要，還有密閉取心、保持壓力取心和用於極疏鬆和破碎地層的取心工具(橡皮套取心工具)等。
㈥ 石油的鑽井通常都有上千米深，大概的工作原理是怎樣的
通俗簡單的說吧：
能源是電力，
機械傳動，通過方鑽桿，轉動的力在地面傳給方鑽桿，方鑽桿下面是鑽桿，鑽桿下面是鑽頭，跟我們在地面上用電鑽鑽一個孔原理差不多
不同的是鑽桿之間用螺紋連接，鑽到一定深度，就得擰開中間再加一節鑽桿，這樣一節一節鑽下去，就可以達到幾千米深了。
每鑽一定深度，還得測量，有專門的測井公司，如發生偏差及時修正，
現在的鑽井水平，十分厲害，可以在直著鑽上千米深後再拐彎90度，鑽孔能拐彎這種情況，在其它行業，是完全不可能的，