Claims (5)
1. Агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий транспортную базу с двумя аутригерами, расположенными в задней части транспортной базы, кабину оператора с системой управления, размещенную в передней части транспортной базы, барабан с приводом, размещенный в средней части транспортной базы, гибкую трубу, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с прижимными колодками, перед входом в который установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, которое соединено с фонтанной арматурой скважины, установленной над устьем скважины, и каротажно-технологический модуль, установленный на нижнем конце гибкой трубы и имеющий кабельный канал связи с системой управления, отличающийся тем, что привод барабана выполнен силовым, направляющее устройство представляет собой ролик, гибкая труба представляет собой сталеполимерную трубу, на агрегате установлен насос для подачи пульсирующего давления в полость трубы, а также датчик измерения скорости подачи трубы в скважину, два датчика усилия ее подачи, один из которых установлен на укладчике, а другой - на инжекторе, и измеритель длины трубы в скважине, причем вышеуказанные датчики, датчик температуры и датчик давления в скважине, третий датчик усилия подачи трубы, индикатор гамма активности, акселерометр, локатор муфт и измеритель длины трубы в скважине подключены к системе управления, при этом каротажно-технологический модуль включает в себя датчик температуры и датчик давления в скважине, локатор муфт, индикатор гамма активности, акселерометр и третий датчик усилия подачи трубы.1. A unit for repairing oil and gas wells, comprising a transport base with two outriggers located at the rear of the transport base, an operator's cab with a control system located at the front of the transport base, a drum with a drive located in the middle of the transport base, a flexible pipe , a flexible pipe stacker on a drum, an injector with pressure pads, in front of which there is a guide device, an injector drive, sealing and blow-out equipment that is connected to the fountain by the well reinforcement installed above the wellhead, and the logging and technological module installed on the lower end of the flexible pipe and having a cable communication channel with a control system, characterized in that the drum drive is made power, the guiding device is a roller, the flexible pipe is a steel-polymer pipe, a pump is installed on the unit for supplying pulsating pressure to the pipe cavity, as well as a sensor for measuring the pipe feed rate into the well, two sensors for its supply force, one of which is set it is new on the stacker, and the other on the injector, and a pipe length meter in the well, the above sensors, a temperature sensor and a pressure sensor in the well, a third pipe supply force sensor, a gamma activity indicator, an accelerometer, a coupler locator and a pipe length meter in the well are connected to the control system, while the logging-technological module includes a temperature sensor and a pressure sensor in the well, a coupler locator, a gamma activity indicator, an accelerometer and a third pipe feed force sensor.
2. Агрегат по п.1, отличающийся тем, что сталеполимерная труба состоит из тела трубы, изготовленного из термопластичного полимера с поперечным армированием, выполненным стальной лентой прямоугольного сечения, уложенной под углом 45-60 градусов к оси трубы, и продольным армированием, выполненным стальной проволокой.2. The unit according to claim 1, characterized in that the steel-polymer pipe consists of a pipe body made of thermoplastic polymer with transverse reinforcement made of rectangular steel tape laid at an angle of 45-60 degrees to the pipe axis, and longitudinal reinforcement made of steel wire.
3. Агрегат по п.2, отличающийся тем, что тело сталеполимерной трубы изготовлено из полиэтилена.3. The unit according to claim 2, characterized in that the body of the steel-polymer pipe is made of polyethylene.
4. Способ спуска и подъема гибкой трубы с помощью агрегата для ремонта нефтяных и газовых скважин, включающий ее подачу в скважину с помощью инжектора, дальнейшее погружение трубы в скважину под собственным весом, подъем трубы и намотку ее на барабан с помощью укладчика, отличающийся тем, что при подаче трубы в скважину барабан работает в тормозном режиме, после начала погружения трубы в скважину под собственным весом инжектор и барабан одновременно работают в тормозном режиме, при этом процесс контролируется за счет датчика измерения скорости, датчика подачи трубы в скважину, двух датчиков усилия ее подачи, один из которых установлен на укладчике, а другой - на инжекторе, и измерителя длины трубы в скважине, обеспечивающих путем сравнения их показаний с показаниями датчиков каротажно-технологического модуля, установленного на нижнем конце трубы, контроль продвижения конца трубы и обнаружение ее вынужденных остановок при продвижении, при этом для преодоления вынужденных остановок в полость трубы с помощью насоса подается пульсирующее давление, при последующем подъеме трубы усилие подъема распределяется между инжектором и барабаном, причем усилие намотки, создаваемое барабаном, устанавливается алгоритмом, включающим вычисление системой управления усилия, требуемого для подъема трубы из скважины, задание приводу барабана для каждого слоя трубы на барабане тягового усилия, исключающего раздавливание трубы, причем вышеупомянутое усилие контролируется с помощью установленного на укладчике датчика усилия таким образом, что если тяговое усилие достигло допустимого максимума, то датчик подает сигнал системе управления, которая в свою очередь подает сигнал на привод барабана для снижения усилия, при этом усилие привода инжектора обеспечивается за счет того, что система управления вычитает из требуемого суммарного тягового усилия то усилие, которое создается приводом барабана, и посылает полученный сигнал на привод инжектора, при выходе конца трубы из скважины, чтобы исключить его выбрасывание под действием устьевого давления, у выхода из скважины устанавливают герметизирующее и противовыбросное оборудование и, кроме того, при извлечении трубы ее удерживает инжектор.4. A method of lowering and raising a flexible pipe using an oil and gas well repair unit, including supplying it to a well using an injector, further immersing the pipe into the well under its own weight, lifting the pipe and winding it onto the drum using a stacker, characterized in that when the pipe is fed into the well, the drum operates in a braking mode, after the pipe has been immersed in the well under its own weight, the injector and the drum simultaneously operate in a braking mode, while the process is controlled by the speed sensor a spindle, a sensor for supplying the pipe into the well, two sensors for the force of its supply, one of which is installed on the stacker, and the other on the injector, and a pipe length meter in the well, providing by comparing their readings with the readings of the sensors of the logging-technological module installed on the bottom the end of the pipe, monitoring the progress of the end of the pipe and detecting its forced stops during advancement, while to overcome the forced stops, a pulsating pressure is applied to the pipe cavity using the pump, with the subsequent lifting of so that the lifting force is distributed between the injector and the drum, and the winding force created by the drum is set by an algorithm that includes the control system calculating the force required to lift the pipe from the well, setting the drum drive for each pipe layer on the drum to pull the tube to prevent crushing of the pipe, and the above the force is controlled by means of a force sensor installed on the stacker in such a way that if the pulling force has reached the permissible maximum, then the sensor gives a signal to the system control, which in turn sends a signal to the drum drive to reduce the force, while the force of the injector drive is ensured by the fact that the control system subtracts the force generated by the drum drive from the required total tractive effort and sends the received signal to the injector drive , when the end of the pipe leaves the well, in order to prevent its ejection due to wellhead pressure, sealing and blow-out equipment is installed at the well exit and, in addition, when removing pipe it keeps the injector.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что для каждого этапа спуска или подъема трубы в скважину системой управления задают усилие прижатия колодок инжектора к гибкой трубе, обеспечивающее между трубой и колодками силу трения покоя, достаточную для обеспечения движения трубы вместе с колодками и исключающую проскальзывание трубы.
5. The method according to claim 4, characterized in that for each step of lowering or raising the pipe into the well, the control system sets the force of pressing the injector blocks against the flexible pipe, which provides rest friction between the pipe and the blocks, sufficient to ensure the movement of the pipe together with the blocks and excluding slippage of the pipe.