❶ 温度对石油体积影响大还是压力对石油体积影响大
温度.
温度升高,石油分子间隔变大
压力增大,石油分子间隔变小
但是石头是液体,分子间隔变大的空间比变小的空间大得多
所以温度影响比较大
❷ 超深井井下的温度、压力梯度预测及其对现有技术的挑战
1.3.1 超深井井下的温度、压力梯度预测
（1）超深井井下的温度梯度预测
在2010年5月15日北京会议上，谢文卫曾代表勘探所提出项目总体技术指标：目标井深13000m；最高井温400℃。这个最高井温可能是按地温梯度3℃/100m估算出来的，但这么高的温度对于电子类检测仪表而言却是“致命的”。
钻进过程中井下参数的检测条件是，检测井下温度和环空压力时必须停止冲洗液循环，检测钻孔顶角、方位角和工具面向角时必须停止钻杆柱回转，而为了精确测量角度也必须暂停冲洗液循环（以防钻杆柱振动影响检测精度）。因此，在保持循环和停泵条件下井温将达到多少度，将是本专题的重要先决条件。
下面基于热传导理论，结合超深井具体情况对井下温度分布情况进行分析。
孔内传热模型如图1.1所示。钻井液从井口进入钻杆柱时的温度低于钻杆温度和环空温度，所以钻柱内的钻井液吸收钻杆的热量温度升高，并且随着井深的加深而逐渐升高；钻井液从钻头处进入环空后，吸收井壁的热量使井壁温度降低，当钻井液上返至某一井深，其温度与井壁基本一致温度不再上升，该井深称为等温深度h；当钻井液上返至等温深度h以上，钻井液的温度高于地温，井壁从钻井液中吸收热量，钻井液温度降低而井壁温度升高。井深大于h后的热传导过程如图1.2所示，井深小于h时的热传导过程如图1.3所示。
图1.1 孔内泥浆对流传热模型
图1.2 井深大于h后的温度传导过程
图1.3 井深小于h时的时温度传导过程
钻井液与井壁的温度分布受井深、钻井液及围岩的热导率、钻井液泵量、入口温度以及围岩温度梯度等多种因素影响。计算机仿真得出的不同孔深处钻杆内和环空泥浆温度曲线如图1.4（泵量为20L/s）、图1.5（泵量为30L/s），其结果与张培丰、乌效鸣课题组的模拟结果类似。
图1.4 泵量为20L/s时不同孔深处钻杆内和环空泥浆温度的分布
可以看出，泥浆流量变化对井内泥浆的温度影响很大。当泵量20L/s，泥浆入口温度35℃时，钻杆柱内泥浆最高温度为214℃，环空泥浆最高温度345℃（孔深10600m处），出口温度为111℃；当泵量30L/s，泥浆入口温度35℃时，钻杆柱内泥浆最高温度197℃，环空泥浆最高温度330℃（孔深10200m处），出口温度128℃。所以，增大泵量将使钻杆柱内温度降低，而使泥浆出口温度升高。
图1.5 泵量为30L/s时不同孔深处钻杆内和环空泥浆温度的分布
图1.4、图1.5还表明，环空泥浆温度并非在井底达最高，而是离井底一定深度的位置达最高，这段距离随泥浆流速的增大而增大（对于13000m的钻孔约在10000～10500m孔段）。
（2）超深井井下的压力梯度预测
在2010年5月15日北京会议上，勘探所提出的项目总体技术指标中没有井底压力指标。井下的压力梯度应符合随深度变化的线性规律，按静水柱压力估算（设泥浆密度1.15g/cm3）13000m井底应达150MPa左右。如果说井底的高温影响还可以通过冲洗液循环来缓解，那么井底高压的问题则对检测技术及其仪器又将是一个严重的挑战。
1.3.2 超深井井下高温、高压环境对现有数据采集技术的挑战
（1）井下高温环境对现有数据采集技术的挑战
Kutasov曾在采集美国密西西比地区大量随钻钻井液循环温度资料的基础上，对处于环空任一点稳定后的循环钻井液温度（Tm）进行了研究，并得出该地区钻井液循环温度的经验公式：
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（下册）
式中：Tm为任一点稳定后的钻井液循环温度，℃；h 为计算点井深，m；H为井的总垂直深度，m。
假如我国实施13000m科学超深井钻探，设地温梯度为3℃／100m，井底地层温度为390℃。如果按式（1.1）计算，则井底循环钻井液温度为318.56℃。但是，目前在国内外还查不到能工作于300℃以上环境的电子式随钻测井仪器。这也正是前苏联在20世纪60～70年代专为СГ-3超深井研制结构复杂的机械式测斜仪的原因（当然在 21世纪的今天，完全没有必要放弃电子仪表而重返机械仪表）。
美国斯伦贝谢（Schlumberger）、哈里波顿（Halliburton）公司的MWD为150℃和125℃；俄罗斯公司的为100～120℃；我国中天启明石油技术有限公司（仿美国哈里波顿）的为150℃，北京海蓝科技开发公司和中石油钻井研究院的为125℃。另外，美国应用物理系统股份有限公司最近推出的定向短节（Φ34×350）最高工作温度为185℃（图1.6）。它们承受高温的上限都与我们所预测的318.56℃差距很大。
图1.6 美国应用物理股份有限公司的定向短节
（2）井下高压环境对现有数据采集技术的挑战
如果按静水柱压力估算（设泥浆密度1.15g/cm3）13000m井底压力为150MPa左右。美国、俄罗斯和我国生产的MWD中最高耐压能力为140MPa，还没有能承受如此高压的仪器可选。只能等待耐压能力更高的仪器诞生，或者请生产厂家对现有仪器的密封性能和内外管承压能力加以改造。
1.3.3 超深井的超远传输距离对现有数据传输技术的挑战
我们可选的仪器及其传输技术除了温度、压力制约外，还有传输距离的制约。目前国内外的钻井实践证明，最为成熟的泥浆脉冲式传输技术可靠的最大传输井深为8000m；电磁波式MWD可靠的最大传输井深为4000m。也就是说，在8000m之后的钻进数据传输问题将是我们必须面对的又一难题和挑战。
❸ 原油多高温度能保证流动性，不堵塞
在原油输送过程中，通常添加降凝剂和流动改进剂，可以有效改善原油的低温流动性。国内外最新研究表明原油流动性的改变与原油凝固态的凝胶体系强度的改变、原油降摩阻性能的改变以及原油粘度的改变有重要关系。
通常人们认为原油的流动与原油的凝固点和粘度有关。原油凝固点主要由原油中蜡的含量和蜡分子量的大小决定，而原油的粘度主要由胶质和沥青质决定。针对不同原油加入不同降凝剂、分散剂或降粘剂可以改善原油的低温流动性。最新研究表明利用化学热力学和摩擦力学理论，研究原油在各种界面吸附性以及原油微观状态的改变和原油化学热力学的相关性质对宏观改善原油低温流变性的影响，是研究原油流动改进的关键。关于流体的流动源于界面化学所研究的流变性。
原油开采和管道输送都是在一定温度条件下开始的，随着开采和输送的时间温度会逐步下降，原油加热后再冷却时，冷却速度决定了原油凝固态强度和凝点以及原油的流动温度。原油加温至50°C后再冷却与加温到35°C后再冷却结果有很大差别，从50°C冷却时遵循牛顿流体规律，而35°C冷却过程为塑性流体。在研究原油流变性对温度的依赖性中，应该重视原油流动的起始温度。样品加热到50 °C并以较快冷却速度(1°C/min)冷却时,为了避免快速冷却使原油结晶有序化,用逐步增压的方法，从而保证了原油的正常流动。如果冷却速度快,又不增加原油的外加压力，在低温时会变成明显的塑型体。
❹ 石油极其产品的粘度与温度之间有什么关系
流体的粘度明显受环境温度的影响(压力也有一定影响，但一般可忽略不计)，这种影响也是分子间相互作用的结果。通常的概念是温度升高，流体体积膨胀，分子间距离拉远，相互作用减弱，粘度下降;温度降低，流体体积缩小，分子间距离缩短，相互作用加强，粘度上升。由于粘度与温度关系密切，因此任何粘度数据都需注明测定时的温度，这一点，在使用YT-265系列运动粘度测定仪和NDJ系列旋转粘度计时尤其需要注意，粘度只有在温度相同的情况下测定才有可比性。通常在低温区域，温度对粘度的影响更加明显。
❺ 地心的温度如此之高，为什么石油不会燃烧
燃烧的三要素是：可燃物、可燃物和火源。在地壳深处是不能着火的，另外，深度不够，温度达到100米时降点火温度的地温上升3度，而石油会被埋在万，上下这么井的凝结物含有低醇量。这时相遇，而从地下到地面，石油有冷却现象和热膨胀，所以石油不会像数流那样高。由于受地球内部热量的影响，地壳层与深度的增加呈线性关系，即地热曲线，虽然各地情况不同，但平均约为3℃/100米。也就是深度增加100米，温度增加3度左右。
我们根据地温曲线计算，煤层是1000米，石油是10000米，那么目前这个深度的石油形成温度：300+25（平均表面温度）=325度；煤层。30+25（平均表面温度）=55度。别的不说，在这个温度下，你认为煤层会被点燃吗？虽然石油的形成温度很高，但它不会被点燃，原因在下面讨论。
小编针对问题做得详细解小编针对问题做得详细解读，希望对大家有所帮助，如果还有什么问题可以在评论区给我留言，大家可以多多和我评论，如果哪里有不对的地方，大家也可以多多和我互动交流，如果大家喜欢作者，大家也可以关注我哦，的点赞是对我最大的帮助，谢谢大家了。