В цикл будівництва свердловини входять:
1) підготовчі роботи;
2) монтаж вишки і обладнання;
4) процес буріння;
5) кріплення свердловини обсадними трубами і її тампонаж;
6) розкриття пласта і випробування на приплив нафти і газу.
В ході підготовчих робіт вибирають місце для бурової, прокладають під'їзну дорогу, підводять системи електропостачання, водопостачання та зв'язку. Якщо рельєф місцевості нерівний, то планують майданчик.
Монтаж вишки і обладнання проводиться відповідно до прийнятої для даних конкретних умов схемою їх розміщення. Устаткування намагаються розмістити так, щоб забезпечити безпеку в роботі, зручність в обслуговуванні, низьку вартість будівельно-монтажних робіт і компактність в розташуванні всіх елементів бурової.
Розрізняють такі методи монтажу бурових установок. поагрегатне, мілкоблочною і великоблочний.
При поагрегатного методі бурова установка збирається з окремих агрегатів, для доставки яких використовується автомобільний, залізничний або повітряний транспорт.
При мелкоблочную методі бурова установка збирається з 16. 20 дрібних блоків. Кожен з них являє собою підставу, на якому змонтовані один або декілька вузлів установки.
При великоблочному методі установка монтується з 2. 4 блоків, кожен з яких об'єднує кілька агрегатів і вузлів бурової.
Підготовка до буріння включає пристрій напрямки і пробний пуск бурової установки.
В ході пробного буріння перевіряється працездатність всіх елементів і вузлів бурової установки.
Процес буріння починають, пригвинтивши спочатку до провідної трубі квадратного перетину долото. Обертаючи ротор, передають через провідну трубу обертання долота.
Під час буріння відбувається безперервний спуск (подача) бурильного інструменту таким чином, щоб частина ваги його нижньої частини передавалася на долото для забезпечення ефективного руйнування породи.
В процесі буріння свердловина поступово поглиблюється. Після того як провідна труба вся піде в свердловину, необхідно наростити колону бурильних труб. Нарощування виконується наступним чином. Спочатку зупиняють промивку. Далі бурильний інструмент піднімають із свердловини настільки, щоб провідна труба повністю вийшла з ротора. За допомогою пневматичного клинового захоплення інструмент підвішують на роторі. Далі провідну трубу відгвинчують від колони бурильних труб і разом з вертлюгом спускають в шурф - злегка похилу свердловину глибиною 15. 16 м, розташовується в кутку бурової.
Після цього гак від'єднують від вертлюга, підвішують на гаку чергову, заздалегідь підготовлену трубу, з'єднують її з колоною бурильних труб, підвішеною на роторі, знімають колону з ротора, опускають її в свердловину і знову підвішують на роторі. Підйомний гак знову з'єднують з вертлюгом і піднімають його з провідною трубою з шурфу. Провідну трубу з'єднують з колоною бурильних труб, знімають останню з ротора, включають буровий насос і обережно доводять долото до вибою. Після цього буріння продовжують.
В ході роботи на забої свердловини долото зношується. Коли подальша робота його стає малоефективною, долото піднімають із свердловини, замінюють новим, після чого бурильний інструмент знову спускають в свердловину.
При бурінні на нафту і газ порода руйнується буровими долотами, а забій свердловин зазвичай очищається від вибуренной породи потоками безперервно циркулює промивної рідини (бурового розчину), рідше проводиться продування забою газоподібним робочим агентом.
Метою тампонажу затрубного простору обсадних колон є роз'єднання продуктивних пластів.
Хоча в процесі буріння продуктивні пласти вже були розкриті, їх ізолювали обсадними трубами і тампонуванням, щоб проникнення нафти і газу не заважало подальшому буріння. Після завершення проходки для забезпечення припливу нафти і газу продуктивні пласти розкривають вдруге.
Для цього обсадних колон і цементний камінь перфорируют.
В даний час, в основному, використовують перфоратори двох типів: стріляють (торпедного і кульового типів) і гідроабразивного дії.
Після перфорації свердловину освоюють. тобто викликають приплив в неї нафти і газу.
Для цього зменшують тиск бурового розчину на забій одним із таких способів:
1) промивання - це заміна бурового розчину, що заповнює стовбур свердловини після буріння, яка є легшою рідиною - водою або нафтою;
2) поршневаніе (свабірованія) - це зниження рівня рідини в свердловині шляхом спуску в насосно-компресорні труби (НКТ) і підйому на сталевому канаті спеціального поршня (Свабі). Поршень має клапан, який відкривається при спуску і пропускає через себе рідину, що заповнює НКТ. При підйомі ж клапан закривається, і весь стовп рідини, що знаходиться над поршнем, виноситься на поверхню.
Від використовувалися перш способів зменшення тиску бурового розчину на забій, продавлювання стисненим газом і аерації (насичення розчину газом) в даний час відмовилися з міркувань безпеки.
Устя свердловини оснащено колоною головкою (колонна обв'язка). Колонна головка призначена для роз'єднання міжколонних просторів і контролю за тиском в них. Її встановлюють на різьбі або за допомогою зварювання на кондуктора. Проміжні та експлуатаційні колони підвішують на клинах або муфті.
Основні технічні характеристики колонних головок відображені в їх шифри.
Початок буріння свердловини - момент першого спуску бурильної колони для проходки, а закінчення буріння - момент закінчення викиду бурильних труб на містки після промивання свердловини і випробування колони на герметичність.
Для визначення тривалості найбільш трудомісткого етапу - буріння свердловини - складається баланс календарного часу.
Баланс календарного часу включає в себе наступні елементи:
1. Продуктивне час буріння tпр. в тому числі :
- час на проходку - tм - механічне буріння, tсп - спускопідйомні роботи;
- час на підготовчо-допоміжні роботи (зміна долота, приготування глинистого розчину і т.д.) tпвр;
- час на кріплення свердловини (спуск обсадної колони і її цементування) tкр.
2. Час на ремонтні роботи (проведення профілактики устаткування, усунення несправностей, що виникають в період буріння і кріплення свердловини) tрем.
3. Час на ліквідацію ускладнень, що виникають в стовбурі свердловини за геологічними причин, tос.
4. Непродуктивне час tH. що включає в себе:
- час на ліквідацію аварій tа;
- втрати часу через простої з організаційно-технічних причин tп.
Баланс календарного часу буріння і кріплення має наступний вигляд:
Баланс календарного часу і його окремі елементи служать основою визначення різних швидкостей буріння, що визначають темпи будівництва свердловини.
Технічна швидкість буріння (Vт) визначається проходкою за 1 міс продуктивних робіт бурової установки (м / ст.-міс):
де Нп - загальна проходка (планова або фактична) за певний період часу (глибина свердловини), м;
720 - тривалість 1 ст. - міс буріння, ч.
Показник технічної швидкості використовується для порівняльної оцінки ефективності нової техніки, різних способів буріння.
Комерційна швидкість буріння визначається проходкою за 1 міс роботи бурової установки (м / ст.-міс):
На величину комерційної швидкості впливають фактори техніко-технологічного та організаційного характеру. Підвищення vK вимагає скорочення і ліквідації непродуктивного часу, зменшення абсолютних витрат продуктивного часу шляхом прискорення проведення операцій. Це може бути досягнуто на основі вдосконалення бурової техніки і технології, механізації трудомістких операцій, поліпшення організації виробництва.
Циклова швидкість будівництва свердловини (м / ст. - міс) визначається проходкою за час циклу спорудження свердловини:
де Тц - час циклу спорудження свердловини, ч.
Циклова швидкість характеризує технічний і організаційний рівні бурових робіт, відображає ефективність спільної дії бригад, що беруть участь в циклі спорудження свердловини (вишкомонтажних бурових бригад і бригад по випробуванню свердловин).