多年来，石油工业一直在与高温高压做抗争，斯伦贝谢根据常见的技术阀值，将高压高温（HPHT）井分为三类。图1为斯伦贝谢HPHT井的分类方法，分类边界表示常见的服务良好的工具组件的稳定限值，即弹性密封件和电子设备的稳定性极限。HPHT井起于150℃（300℉）的井底温度（BHT）或69MPa（10000psi）的井底压力（BHP），这个阀值与标准弹性密封件的性能有关。Ultra-HPHT井被认为超过了现有电子技术（器件）的实际操作极限，即超过205℃（400℉）或138MPa（20000psi）。届时，超过此温度的电子设备需要安装内部散热器或将设备置于真空瓶或护筒内，以保护电子设备不受恶劣温度的影响。HPHT-hc类定义了最极端的环境，即温度和压力大于260℃（500℉）或241MPa（35000psi）的环境。这就是地热井和热采井的范围，BHT超过260℃。

地热钻井使用的数据和传感器
由于地热钻井作业温度和成本的限制，并不是每一种数据都需要采集或能被采集。如图1斯伦贝谢的分类所示，石油工业认为的HPHT工具（显示为黄色）只能满足地热井温度范围的低限，地热井的温度普遍在250℃至350℃之间。石油工业也存在HPHT环境。图2为近海HPHT钻井活动。预计未来几年HPHT钻井活动将会加快，尤其是在近海区域。在未来四年里，近海HPHT井（绿色）的数量预计将是过去30年（蓝色）钻井总数的两倍多。到2020年（粉红色），井的数量预计将增加两倍。因此，井下工具能力的提高可使石油和地热两个行业受益。

地热井的高温环境制约了大多数井下工具的使用，但在规定的井深间隔（例如每30m）往往仍需要定向测量。在此情况下，地热钻井的司钻们会进行一次或多次的勘测，以获得井的方向信息，这可能很耗时，因此会很耗成本。有时，在不起下工具的情况下，可能会进行一次或多次勘测。如果钻杆不适合这样做，这个项目就会耗费更多时间。为了在这种情况下进行测量，司钻需要循环冷却井筒、起钻、将测量工具接在一根绳缆下端、将其泵送至井底进行测量作业、回收工具，然后，再将其下入井下。平均起来，一次下入可以300m/h的速度完成测量作业。例如，在一口762m深的井底，一次测量从工具下入到起出需要5个小时的时间，加上30至45分钟的工具下入、测量和起出时间。每隔30m完成这一过程（虽然井深较浅时耗费的时间不长）可能加起来的时间会产生极长的NPT以及整个钻井作业会超出很大一部分的额外成本。而在石油钻井作业中，一般情况下，使用一套MWD工具进行数据测量就可以了，而且，只需几分钟时间就能采集到相同的数据.
 
工具的改进
 
    掌握地面和井下数据对于提高钻井作业效率极为重要，但数据在提高作业效率方面往往没有被最大化利用。在电子设备出现之前，许多采集的数据并不准确。开发的大多数钻井机械、工具和仪器大都是基于井队人员使用的，而数据采集的主要目的是为了安全和设备故障的预防，并非是为了提高钻井效率。钻井速度依赖于有经验的司钻和钻工们，他们利用他们的知识和手工记录来减少钻井事故。
 
20世纪60年代末，首次发明了MWD工具，实现了实时数据采集与传送，提高了数据采集的准确性。这一技术的不断改进提高了油气井开发的性能与效率。20世纪80年代初，首次推出了LWD工具，这种工具对石油勘探与开发特别有帮助，因为它能提供一种可靠的方法来确定岩石类型和定位油气藏。随着多年来工具的不断改进，MWD/LWD工具在井下环境下已变得更加精确和可靠，这也进一步提高了钻井的性能指标。20世纪90年代初，发明了钻井综合录井仪，这种设备能更准确和更精细的测量钻机的地面操作参数，因此，提高的钻机的性能。图3是一个说明钻井技术与设备不断改进的时间性概念图，展示了一个稳定的逐渐改善的钻机性能走势，钻工们对这种电子设备也越来越熟悉，已擅长使用这种仪器。利用井下传感器和采集的数据来缩短钻井周期和降低作业成本。

利用像MWD这样的井下工具可显著提高数据采集的准确性，因为在某些情况下司钻不再依赖准确性较差的地面测量数据，地面测量数据包括钻具扭矩与摩阻、钻具扭转缠绕、以及像粘着／粘滑、泥包、涡旋／乱转这样的钻具机能失调等各种边界效应值，这些效应混合产生的数据在地面表现出来，被地面设备采集成为地面数据，这也使得将这些数据分辨出来并获得真正的井下钻头工况变得非常具有挑战。
 
    井下数据采集使得钻一口井的时间周期和成本总体上得到了缩短和降低。图4展示了井下数据采集对ROP的影响，采用诸如井斜、方位和温度等标准测量可使ROP提高32%，因为对井下工况的了解增多了。这些测量能在无需起下钻的情况下获得所需的定向数据。

在结合随钻压力测量（PWD）等半先进的数据时，一次作业能进一步提高ROP约10%–15%。了解地层压力有助于确定防止井漏或井涌所需的泥浆密度。因此，司钻可以更好地使泥浆静液压力／循环压力与地层孔隙压力之间的压差保持在下限范围，甚至可以保持欠平衡，以提高ROP。
 
    利用诸如WOB、TOB、弯矩及LWD等高级数据可以进一步提高ROP。LWD可以提供更好的井下环境的图像数据，并可进行地层识别。准确的WOB和TOB测量对于保持高ROP也很重要，因为这类数据能向司钻报告钻头工作的真实情况。因此，司钻可以有更充分的信心给钻头施加更接近于钻头极限的钻压和扭矩，而不是保持一个大的安全裕度，让钻头发挥不出应有的潜能，因为地面的测量值不能反映真实的井下工况。由于地面测量值并不十分准确，因此，保持理想的ROP会有一定的难度。
 
    然而，即使在数据采集技术改进的50年后，大多数石油钻机的效率仍落后于目前的技术水平。正确的分析钻井性能，建立可持续的实用的工程解决方案需要高质量的测量数据。一名优秀的司钻，可以通过视觉、嗅觉、声音和振动收集大量信息，并对其进行准确解释，这种能力可使钻井在不具备复杂数据采集技术的情况下进行钻井作业，尽管其结果可能会变化无常，只要在合理的时间范围内不出太多麻烦能钻至总井深也是不错的结果。对于钻机设备的灵敏度、准确性、复杂性和可靠性等方面的技术要求也就相对不存在了。这也清楚地表明，我们需要不断提高测量精度和仪器的等级，甚至对石油工业也是如此。
 
工厂化钻井
 
    文献表明，作业公司和钻井工程师们的标准做法是规定钻机的一般性能（总马力、提升能力、泵速／排量和泵压），将细节留给钻井承包商。这种做法导致了过程能力的广泛变化以及从统计学角度大量过程的失控。最近油价的下跌需要降低钻井成本，以实现项目的实施更具经济利益。降低成本的备选方案包括1）材料费用如水泥、泥浆和套管，削减这类成本会导致钻井作业期间的潜在风险；以及2）运营成本，这类费用可以系统地降低，从而更相称于可预测及可重复的油价走低。
 
壳牌公司钻井方案的目标是通过减少无形的导致NPT的损失与错误，利用目前的技术“实现最佳的可能的性能”。壳牌立刻注意到了性能的改善，使得钻机的作业时间和成本得到了降低，虽然有点不那么一致。直到2006年，壳牌创建的重启钻井限制（rDTL）的方案才被完全采纳。当时，提高钻井性能是壳牌公司的首要任务，rDTL方案使他们能更一致地在各个钻机上执行该方案，以进一步提高钻井效率。rDTL方案更多地侧重于详细的良好规划与设计，确定关键业绩指标（KPI），如每米成本，在其整个业务中，通过限制使用不在岗位的顾问，使其业绩对一个团体而言更负有责任感。结果表明，该方法提高了壳牌油气井30%以上的业绩。