BR102012022422A2

BR102012022422A2 - underwater tool system and method for remote operation on an underwater wellhead

Info

Publication number: BR102012022422A2
Application number: BR102012022422A
Authority: BR
Inventors: Ryan Robert Herbel
Original assignee: Vetco Gray Inc
Priority date: 2011-09-22
Filing date: 2012-09-05
Publication date: 2016-02-23
Also published as: GB2495001A; MY163726A; AU2012216766A1; GB201216910D0; GB2495001B; US20130075103A1; NO20120995A1; SG188747A1; CN103015928A; SG10201502070QA

Abstract

método e sistema de ferramenta submersa para realizar uma operação remota em uma cabeça de poço submarina trata-se de uma ferramenta de assentamento submersa (17, 35, 53) que recebe potencial elétrico a partir de uma unidade de controle (25, 43, 61) localizada em uma plataforma (21, 39, 57) através de uma coluna tubular (19, 37, 55, 67) que tem um fio condutor elétrico (79) formado na parede tubular da coluna tubular (19, 37, 55, 67). a ferramenta de assentamento (17, 35, 53) fornece pelo menos uma função eletricamente operada para fixar um componente de cabeça de poço submarina (18, 32, 54). a ferramenta de assentamento (17, 35, 53) é então operada na coluna tubular (19, 37, 55, 67) a partir de uma plataforma de superfície (21, 39, 57) para um local dentro de uma cabeça de poço (13, 31, 49). 0 potencial elétrico é então suprido ao fio condutor elétrico (79) por uma unidade de controle (25, 43, 61) na plataforma (21, 39, 57) para operar a função eletricamente operada da ferramenta de assentamento (17, 35, 53) para fixar o componente de cabeça de poço submarina (18, 32, 53).Submerged tool method and system for remote operation on an underwater wellhead is a submerged laying tool (17, 35, 53) that receives electrical potential from a control unit (25, 43, 61 ) located on a platform (21, 39, 57) through a tubular column (19, 37, 55, 67) which has an electrical conductor wire (79) formed in the tubular wall of the tubular column (19, 37, 55, 67 ). the seating tool (17, 35, 53) provides at least one electrically operated function for securing an underwater wellhead component (18, 32, 54). the seating tool (17, 35, 53) is then operated on the tubular column (19, 37, 55, 67) from a surface platform (21, 39, 57) to a location within a wellhead ( 13, 31, 49). The electric potential is then supplied to the electric lead (79) by a control unit (25, 43, 61) on the platform (21, 39, 57) to operate the electrically operated function of the seating tool (17, 35, 53). ) to secure the subsea wellhead component (18, 32, 53).

Description

“MÉTODO E SISTEMA DE FERRAMENTA SUBMERSA PARA REALIZAR UMA OPERAÇÃO REMOTA EM UMA CABEÇA DE POÇO SUBMARINA” Antecedentes da Invenção 1. Campo da Invenção Esta invenção refere-se, em geral, a comunicação com aparelhos de fundo de poço e, em particular, a um método e sistema para realizar uma função eletricamente operada com uma ferramenta de assentamento em uma cabeça de poço submarina. 2. Breve Descrição da Técnica Relacionada Tanto nas operações de exploração de óleo e gás terrestres ou submarinas, os operadores estão perfurando e produzindo poços a profundidades cada vez maiores. Consequentemente, o peso total dos materiais posicionados no poço está aumentando. Além disso, as cargas de revestimento aterrissadas no poço estão aumentando. Devido a essas cargas, muitos operadores usam agora colunas de aterrissagem dedicadas a operar e aterrissar o suspensor de revestimento na cabeça de poço. Isso é feito para assegurar que a coluna de aterrissagem possa suportar o peso da coluna de revestimento na cabeça de poço enquanto o suspensor de revestimento é aterrissado e fixo. Essas colunas de aterrisagem podem ser colunas especializadas, projetadas especificamente para suportar tal peso e ter a espessura da parede do tubo aumentada para fornecer resistência à tração aumentada e resistência a esmagamento por deslizamento aumentado. Há muito tempo operadores têm desejado saber que ações estão sendo evaporadas de dentro do poço. Como um resultado desse desejo, muitas ferramentas e aparelhos têm sido desenvolvidos para transmitir informação a partir de tocais submersos para o operador na superfície. Por exemplo, durante operações de medição sem interromper a perfuração (MWD), tecnologias de pulso de fama podem ser usadas para transmitir, por meio de som, dados através da coluna de perfuração para um operador na superfície. Ainda assim outras operações de MWD podem transmitir dados a partir de transmissores submersos através de pulsos eletromagnéticos através da coluna de perfuração. Nessa maneira, operadores podem receber informações sobre o que está sendo evaporado de dentro do furo do poço durante operações de perfuração. Entretanto, esses métodos de transmissão fornecem somente meios de transmitir informações básicas a respeito das atividades de fundo de poço enquanto estão na superfície. Essas tecnologias de transmissão não permitem atualmente que transmissão de dados em tempo real, nem os mesmos permitem a comunicação com, ou controlam, a ferramenta a partir da superfície.BACKGROUND OF THE INVENTION 1. BACKGROUND OF THE INVENTION This invention relates generally to communication with downhole apparatus and, in particular, to the communication with downhole apparatus. a method and system for performing an electrically operated function with a subsea wellhead settlement tool. 2. Brief Description of the Related Art In both land and subsea oil and gas exploration operations, operators are drilling and drilling wells to ever greater depths. Consequently, the total weight of materials positioned in the well is increasing. In addition, the grounded liner loads on the well are increasing. Due to these loads, many operators now use dedicated landing columns to operate and land the casing hanger on the wellhead. This is done to ensure that the landing column can support the weight of the casing column on the wellhead while the casing hanger is grounded and secured. These landing columns may be specialized columns specifically designed to support such weight and have increased tube wall thickness to provide increased tensile strength and increased slip-crush resistance. Operators have long wondered what stock is being evaporated from the well. As a result of this desire, many tools and devices have been developed to transmit information from submerged taps to the surface operator. For example, during non-stop drilling (MWD) measurement operations, fame pulse technologies can be used to transmit data through the drill string to a surface operator via sound. Still other MWD operations can transmit data from submerged transmitters via electromagnetic pulses through the drill string. In this way, operators can receive information about what is being evaporated from the wellbore during drilling operations. However, these transmission methods provide only means of transmitting basic information about downhole activities while on the surface. These transmission technologies do not currently allow real-time data transmission, nor do they allow communication with or control of the tool from the surface.

Operadores podem também querer saber o que está sendo evaporado dentro da cabeça de poço conforme a coluna de revestimento é operada, aterrissada, travada e cimentada dentro do furo do poço, Isso é verdade particularmente em ambientes submersos onde os locais da cabeça de poço e da aterrissagem de revestimento podem estar a milhares de pés abaixo da superfície do oceano. Em um exemplo, para determinar se o suspensor do tubo de produção tenha se aterrissado e travado, realizações da técnica anterior irão operar o suspensor do tubo de produção até o local previsto dentro da cabeça de poço. Então, as realizações da técnica anterior realizam os procedimentos necessários para travar o suspensor do tubo de produção na cabeça de poço. As realizações então conduzem uma sobretensão, isto é, ao elevar a coluna de assentamento que suspende a ferramenta de assentamento do suspensor do tubo de produção e o suspensor do tubo de produção na cabeça de poço, para confirmar que o suspensor do tubo de produção tenha aterrissado e travado dentro da cabeça de poço. Entretanto, isso é uma medição imprecisa, e pode fornecer uma falsa indicação de aterrisagem e travamento adequados. Isso é possível onde os grampos do suspensor do tubo de produção não engataram devidamente à cabeça de poço, fazendo com que os grampos indiquem de modo iniciai o devido travamento através da sobretensão, mas os grampos então se movem da posição engatada de modo adequado seguinte da execução do teste.Operators may also want to know what is evaporating inside the wellhead as the casing column is operated, grounded, locked and cemented into the wellbore. This is particularly true in submerged environments where the wellhead and Landing landing can be thousands of feet below the ocean surface. In one example, to determine if the production pipe hanger has landed and locked, prior art embodiments will operate the production pipe hanger to the predicted location within the wellhead. Thus, prior art embodiments perform the procedures necessary to lock the production tube hanger to the wellhead. The realizations then drive an overvoltage, that is, by raising the seating column that suspends the production pipe hanger seating tool and the production pipe hanger to the wellhead, to confirm that the production pipe hanger has landed and locked inside the wellhead. However, this is an inaccurate measurement, and may give a false indication of proper landing and locking. This is possible where the production tube hanger clamps have not properly engaged the wellhead, causing the clamps to initially indicate proper locking through overvoltage, but the clamps then move from the properly engaged position next to the well. test run.

Outro método de técnica anterior para confirmar operações de fundo de poço, isto é, a aterrissagem de suspensor do tubo de produção e travamento de suspensor do tubo de produção, envolve o monitoramento de fluidos de poço retornando do poço até a sonda operante. O suspensor do tubo de produção irá incluir uma luva de atuação que engata nos grampos do suspensor do tubo de produção com um perfil na cabeça de poço. A luva de atuação é atuada de forma hidráulica, e quando o fluido retorna através da coluna de assentamento seguinte à realização das operações de aíernsagem e travamento, supõe-se que o suspensor do tubo de produção tenha travado de maneira devida na cabeça de poço. Entretanto, o retorno do fluido através da coluna de tubo de produção somente significa que as ações têm sido realizadas, não que as mesmas tenham operado de forma devida ou que o suspensor do tubo de produção tenha travado de maneira devida na cabeça de poço.Another prior art method for confirming downhole operations, that is, production pipe hanger landing and production pipe hanger locking, involves monitoring of well fluids returning from the well to the operating probe. The production pipe hanger will include an actuation sleeve that engages the production pipe hanger clamps with a wellhead profile. The actuation sleeve is hydraulically actuated, and when fluid returns through the seating column following the latching and locking operations, the production tube hanger is assumed to have properly locked into the wellhead. However, the return of fluid through the production pipe column only means that actions have been performed, not that they have operated properly or that the production pipe hanger has properly locked into the wellhead.

Infelizmente, essas realizações da técnica anterior falham ao fornecer confirmações diretas de operações de fundo de poço, tal como aterrissagem e travamento. De modo frequente, a ferramenta precisa ser puxada para verificar se operação de fundo de poço desejada tenha acontecido. Isso pode frequentemente tomar um dia inteiro para mover a ferramenta para o locai, realizar uma operação e então puxar a ferramenta para verificar a aterrissagem e o travamento. Se a ferramenta não funcionou de modo adequado, então somente após puxar a ferramenta, o operador fica informado e se torna capaz de tomar uma ação corretiva. Portanto, um sistema que pode fornecer comunicação direta das operações submarinas de fundo de poço, como um suspensor de revestimento aterrissando e travando, é desejável.Unfortunately, these prior art realizations fail to provide direct confirmations of downhole operations such as landing and locking. Frequently, the tool needs to be pulled to verify that desired downhole operation has occurred. This can often take a full day to move the tool to the site, perform an operation and then pull the tool to check for landing and locking. If the tool has not worked properly, then only after pulling the tool does the operator become informed and able to take corrective action. Therefore, a system that can provide direct communication of downhole subsea operations, such as a landing and locking liner hanger, is desirable.

Muitas ferramentas de assentamento e fixação de suspensores de revestimento usam torque aplicado à coluna de aterrissagem na superfície para realizar funções na cabeça de poço. Devido ao comprimento de muitas colunas de aterrissagem, o torque aplicado à cabeça de poço pode ser significativamente menor que a aplicada na superfície. Assim, ferramentas de assentamento e fixação de suspensores de revestimento que usam torque aplicado na superfície podem não realizar as funções desejadas. Como um resultado, ferramentas de assentamento energizado de modo hidráulico e fixação de suspensores de revestimento foram desenvolvidas. Essas ferramentas recebem potência operacional através de linhas hidráulicas que são conduzidas a partir das plataformas de operação de superfície para ferramenta submersa milhares de pés abaixo do oceano. De modo geral, as linhas hidráulicas são operadas a partir de tambores de enrolamento e descendem para o poço ao lado da coluna de aterrissagem. Isso aumenta de modo considerável a complexidade das operações de movimentação, aterrissagem e ajuste do revestimento, já que as linhas adicionais precisam ser operadas através das aberturas de plataforma com a coluna de aterrissagem sem ligação no equipamento de movimentação de coluna de aterrissagem, ou ao serem potencialmente pinçadas pelo equipamento de movimentação da coluna de aterrissagem, impedindo a operação da ferramenta de assentamento quando a mesma alcançar o local submerso. Além disso, pressão hidráulica é aplicada ao aplicar pressão à linha hidráulica na superfície, pode haver um tempo de atraso de vários minutos antes que a pressão seja sentida na ferramenta de assentamento. Isso é um atraso inaceitável. Portanto, um sistema que podería energizar a ferramenta de assentamento sem o uso de linhas hidráulicas também é desejável. Além disso, um sistema que pode energizar a ferramenta de assentamento e receber confirmação de aterrissagem e travamento é desejável.Many casing hanger fixing and fixing tools use torque applied to the surface landing column to perform wellhead functions. Due to the length of many landing columns, the torque applied to the wellhead may be significantly less than that applied to the surface. As a result, surface hanger fixing and fixing tools that use surface applied torque may not perform the desired functions. As a result, hydraulically powered seating tools and cladding hanger attachment have been developed. These tools receive operating power through hydraulic lines that are driven from the submerged surface operating tool platforms thousands of feet below the ocean. In general, the hydraulic lines are operated from winding drums and descend into the well next to the landing column. This considerably increases the complexity of liner movement, landing, and trim operations as additional lines must be operated through the platform openings with the untethered landing column in the landing column handling equipment, or when potentially clamped by the landing column movement equipment, preventing the seating tool operation when it reaches the submerged location. In addition, hydraulic pressure is applied when applying pressure to the hydraulic line on the surface, there may be a delay time of several minutes before pressure is felt on the laying tool. This is an unacceptable delay. Therefore, a system that could power the laying tool without the use of hydraulic lines is also desirable. In addition, a system that can energize the seating tool and receive confirmation of landing and locking is desirable.

Descrição Resumida da Invenção Esses e outros problemas são geralmente resolvidos ou contornados, e vantagens técnicas são alcançadas de modo geral, por realizações preferenciais da presente invenção que fornece um método e sistema para realizar uma função eletricamente operada com uma ferramenta de assentamento em uma cabeça de poço submarina.Brief Description of the Invention These and other problems are generally solved or circumvented, and technical advantages are generally achieved by preferred embodiments of the present invention which provide a method and system for performing an electrically operated function with a seating tool on a power head. underwater well.

De acordo com uma realização da presente invenção, um método para realizar uma operação remota de uma cabeça de poço submarina é revelado. O método fornece uma ferramenta de assentamento que tem pelo menos uma função eletricamente operada e acople um componente de cabeça de poço submarina à ferramenta de assentamento. O método então acopla a ferramenta de assentamento a uma coluna tubular que tem pelo menos um fio condutor elétrico montado dentro de uma parede tubular da coluna tubular para transmitir potencial elétrico para a ferramenta de assentamento. Seguinte, a ferramenta de assentamento e um componente de cabeça de poço submarina são operados na coluna tubular a partir da plataforma de superfície para um locai dentro da cabeça de poço submarina. Então, o método realiza a função eletricamente operada da ferramenta de assentamento usando a transmissão de potencial elétrico através da coluna tubular em pelo menos um fio condutor elétrico.According to one embodiment of the present invention, a method for performing remote operation of an underwater wellhead is disclosed. The method provides a nesting tool that has at least one electrically operated function and attaches an underwater wellhead component to the nesting tool. The method then couples the seating tool to a tubular column that has at least one electrical conductor wire mounted within a tubular wall of the tubular column to transmit electrical potential to the laying tool. Next, the nesting tool and an underwater wellhead component are operated on the tubular column from the surface platform to a location within the underwater wellhead. The method then performs the electrically operated function of the nesting tool using electrical potential transmission through the tubular column in at least one electrical conductor wire.

De acordo com outra realização da presente invenção, um sistema de ferramenta submersa para realizar uma operação remota em uma cabeça de poço submarina é revelado. O sistema inclui uma ferramenta de assentamento que tem pelo menos uma função eletricamente operada para fixar um componente de cabeça de poço submarina acoplada à ferramenta de assentamento. Uma coluna tubular é acoplada à ferramenta de assentamento. A coluna tubular tem pelo menos uma linha de transmissão condutora elétrica formada em uma parede tubular da coluna tubular. O sistema também inclui uma unidade de controle localizada em uma plataforma de superfície. A unidade de controle é acoplada de modo comunicativo à linha de transmissão para controlar o potencial elétrico aplicado à linha de transmissão. A linha de transmissão acopla de modo comunicativo à ferramenta de assentamento para transmitir o potencial elétrico entre a ferramenta de assentamento e a unidade de controle para operar a função eletricamente operada da ferramenta de assentamento para fixar o componente de cabeça de poço submarina.According to another embodiment of the present invention, a submerged tool system for performing remote operation on an underwater wellhead is disclosed. The system includes a nesting tool that has at least one electrically operated function for securing an underwater wellhead component coupled to the nesting tool. A tubular column is attached to the seating tool. The tubular column has at least one electrical conductive transmission line formed in a tubular wall of the tubular column. The system also includes a control unit located on a surface platform. The control unit is communicatively coupled to the transmission line to control the electrical potential applied to the transmission line. The transmission line communicatively couples to the nesting tool to transmit the electrical potential between the nesting tool and the control unit to operate the electrically operated function of the nesting tool to secure the subsea wellhead component.

De acordo com ainda outra realização da presente invenção, um sistema de ferramenta submersa para realizar uma operação remota em uma cabeça de poço submarina é revelado. O sistema inclui uma ferramenta de assentamento, que tem pelo menos uma função eletricamente operada para fixar um componente de cabeça de poço submarina acoplado a ferramenta de assentamento. Uma coluna tubular é acoplada à ferramenta de assentamento. A coluna tubular tem pelo menos uma linha de transmissão formada em uma parede tubular da coluna tubular. O sistema também inclui uma unidade de controle localizada em uma plataforma de superfície, em que a unidade de controle é acoplada de modo comunicativo à linha de transmissão para controlar um potencial elétrico aplicado na linha de transmissão. A linha de transmissão acopla de modo comunicativo à ferramenta de assentamento para transmitir o potencial elétrico entre a ferramenta de assentamento e a unidade de controle, e a ferramenta de assentamento tem pelo menos um motor auxiliar elétrico adaptado para operar uma função da ferramenta. A linha de transmissão acopla de modo comunicativo adicionalmente ao motor auxiliar elétrico, e a unidade de controle controla o fluxo de potencial elétrico para o motor auxiliar elétrico através da linha de transmissão para operar o motor auxiliar elétrico e fixar o componente de cabeça de poço submarina.In accordance with yet another embodiment of the present invention, a submerged tool system for performing remote operation on an underwater wellhead is disclosed. The system includes a nesting tool, which has at least one electrically operated function for securing an underwater wellhead component coupled to the nesting tool. A tubular column is attached to the seating tool. The tubular column has at least one transmission line formed in a tubular wall of the tubular column. The system also includes a control unit located on a surface platform where the control unit is communicatively coupled to the transmission line to control an electrical potential applied to the transmission line. The transmission line communicatively couples to the seating tool to transmit the electrical potential between the seating tool and the control unit, and the seating tool has at least one electric auxiliary motor adapted to operate a tool function. The transmission line communicatively engages additionally with the electric auxiliary motor, and the control unit controls the electric potential flow to the electric auxiliary motor through the transmission line to operate the electric auxiliary motor and secure the subsea wellhead component. .

Uma vantagem de uma realização preferencial é que a mesma fornece um método para estabelecer uma linha de comunicação com uma coluna de aterrissagem do tubo de perfuração. As realizações reveladas realizam isso em uma maneira que estabelece de modo rápido e fácil uma conexão de comunicação eletricamente energizada sem o uso de umbilicais externos. As realizações reveladas também fornecem um ou mais circuitos elétricos que se estendem entre a ferramenta e a superfície através da coluna de aterrissagem sem requerer o uso de ferramentas especializadas ou equipamento para operar a coluna de aterrissagem. Ao fazer isso, as realizações reveladas fornecem um mecanismo para o uso de sensores elétricos para transmitir dados de fundo de poço para a superfície em tempo real enquanto realiza operações de cabeça de poço submarina. As realizações reveladas também permitem o uso de uma ferramenta de assentamento eletricamente energizada para um controle mais preciso e uma possibilidade aumentada de desempenho da ferramenta de assentamento correto e oportuno. Ainda adicionalmente, as realizações reveladas podem permitir ambos os usos de sensores elétricos e uma ferramenta de assentamento eletricamente energizada.An advantage of a preferred embodiment is that it provides a method for establishing a communication line with a drill pipe landing column. The disclosed embodiments accomplish this in a manner that quickly and easily establishes an electrically energized communication connection without the use of external umbilicals. The disclosed embodiments also provide one or more electrical circuits that extend between the tool and the surface through the landing column without requiring the use of specialized tools or equipment to operate the landing column. In doing so, the disclosed embodiments provide a mechanism for using electrical sensors to transmit downhole data to the surface in real time while performing underwater wellhead operations. The disclosed embodiments also allow the use of an electrically energized seating tool for more precise control and increased possibility of correct and timely seating tool performance. Still further, the disclosed embodiments may permit both uses of electric sensors and an electrically energized nesting tool.

Breve Descrição dos Desenhos Para que as características, vantagens e objetos da invenção, assim como outras que irão se tornar aparentes, sejam alcançados, e possam ser entendidas com mais detalhe, uma descrição mais particular da invenção resumida de modo breve acima pode ter tida por referência às realizações da mesma na qual são ilustradas nos desenhos anexados que formam uma parte dessa especificação. Deve-se notar, entretanto, que os desenhos ilustram somente uma realização preferencial da invenção e são assim para não ser considerado Simitante de seu mesmo escopo já que a invenção pode aceitar outras realizações igualmente eficazes. A Figura 1A é uma representação esquemãtica de uma ferramenta de assentamento eletricamente energizada, suspensa dentro de um furo do poço de acordo com uma realização da presente invenção.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS In order that the features, advantages and objects of the invention, as well as others which will become apparent, are to be achieved, and may be understood in more detail, a more particular description of the invention briefly summarized above may have been reference to embodiments thereof in which they are illustrated in the accompanying drawings which form a part of this specification. It should be noted, however, that the drawings illustrate only one preferred embodiment of the invention and are thus not to be construed as imitating their scope since the invention may accept other equally effective embodiments. Figure 1A is a schematic representation of an electrically energized seating tool suspended within a well bore in accordance with an embodiment of the present invention.

As Figuras 1B a 1C são representações esquemãticas ilustrando a operação de grampos de travamento da ferramenta de assentamento eletricamente energizada da Figura 1A. A Figura 2A é uma representação esquemãtica de uma ferramenta de assentamento que tem um pacote de sensores energizado por batería suspenso dentro de um furo do poço de acordo com uma realização da presente invenção.Figures 1B to 1C are schematic representations illustrating the operation of locking clamps of the electrically energized seating tool of Figure 1A. Figure 2A is a schematic representation of a seating tool having a suspended battery powered sensor package within a well bore in accordance with an embodiment of the present invention.

As Figuras 2B a 2C são representações esquemáticas ilustrando a operação de grampos de travamento da ferramenta de assentamento da Figura 2A. A Figura 3A é uma representação esquemãtica da ferramenta de assentamento que tem um acumulador hidráulico ativado eletricamente suspenso dentro de um furo do poço de acordo com uma realização da presente invenção.Figures 2B to 2C are schematic representations illustrating the locking operation of the seating tool of Figure 2A. Figure 3A is a schematic representation of the seating tool having an electrically activated hydraulic accumulator suspended within a well bore in accordance with an embodiment of the present invention.

As Figuras 3A a 3C são representações esquemáticas ilustrando a operação de grampos de travamento da ferramenta de assentamento da Figura 3A. A Figura 4 é uma representação esquemãtica de uma coluna de aterrissagem de acordo com as realizações das Figuras 1, 2 e 3. A Figura 5 é uma vista detalhada da porção da representação esquemãtica da Figura 4. PESCRtcÃo Detalhada da Realização Preferencial A presente invenção será agora descrita more completamente nas partes que se seguem com referência aos desenhos acompanhados que ilustram as realizações da invenção. Essa invenção pode, entretanto» ser incorporada em muitas formas diferentes e não deve ser interpretado como limitada às realizações ilustradas aqui estabelecidas. Ao invés, essas realizações são fornecidas para que essa revelação seja minuciosa e completa, e irá transmitir de modo completo o escopo da invenção para aqueles com habilidades na técnica. Números semelhantes se referem a elementos semelhantes ao todo, e a notação principal, se usada, indica elementos similares em realizações alternativas.Figures 3A through 3C are schematic representations illustrating the locking operation of the seating tool of Figure 3A. Figure 4 is a schematic representation of a landing column according to the embodiments of Figures 1, 2 and 3. Figure 5 is a detailed view of the portion of the schematic representation of Figure 4. Detailed Description of the Preferred Embodiment It is now more fully described in the following parts with reference to the accompanying drawings illustrating embodiments of the invention. Such an invention may, however, be embodied in many different forms and should not be construed as limited to the illustrated embodiments set forth herein. Instead, these achievements are provided to make this revelation thorough and complete, and will fully convey the scope of the invention to those skilled in the art. Similar numbers refer to similar elements as a whole, and the main notation, if used, indicates similar elements in alternative embodiments.

Na seguinte discussão, numerosos detalhes específicos são apresentados para fornecer uma compreensão minuciosa da presente invenção. Entretanto, será óbvio para aqueles com habilidades na técnica que a presente invenção pode ser praticada sem tais detalhes específicos. Adicionalmente, peta maior parte, detalhes em relação a operações de sonda, perfuração de furo do poço, posicionamento de cabeça de poço, e semelhantes foram omitidos na medida em que tais detalhes não são considerados necessários para obter uma completa compreensão da presente invenção, e são considerados dentro das habilidades de pessoas com habilidades na técnica relevante.In the following discussion, numerous specific details are presented to provide a thorough understanding of the present invention. However, it will be obvious to those skilled in the art that the present invention may be practiced without such specific details. Additionally, for the most part, details regarding rig operations, well drilling, wellhead positioning, and the like have been omitted insofar as such details are not deemed necessary to obtain a complete understanding of the present invention, and are considered within the abilities of people with relevant technical skills.

Referindo-se a Figura 1A, um sistema de ferramenta submersa 11 é apresentado. O sistema de ferramenta submersa 11 inclui uma cabeça de poço submarina 13 disposta em um leito do mar 15. Uma ferramenta de assentamento 17 é suspensa dentro da cabeça de poço 13 em uma coluna de aterrissagem com fios 19. Um membro de cabeça de poço submarina 18, tal como um suspensor do tubo de produção, suspensor de revestimento, ou semelhantes, é acoplado a uma extremidade inferior da ferramenta de assentamento 17, A ferramenta de assentamento 17 pode ser operada para fixar o membro de cabeça de poço submarina 18 dentro da cabeça de poço 13 usando um empacotador 16. A coluna de aterrissagem 19 se estende a partir da ferramenta de assentamento 17 suspensa dentro da cabeça de poço 13 até e através de uma plataforma 21, A plataforma 21 é uma plataforma operacional localizada em uma superfície de um corpo de água e fornece uma área de trabalho para operadores conduzirem atividades de perfuração e produção através da cabeça de poço 13, Em algumas realizações, uma coluna riser (não apresentado) pode se estender entre a plataforma e a cabeça de poço para fornecer um condutor para a coluna de aterrissagem 19 e outros dispositivos e/ou substâncias para percorrer entre a cabeça de poço 13 e a plataforma 21. Um sub de especialidade 23 pode ser acoplado em linha à coluna de aterrissagem 19 na plataforma 21, O sub de especialidade 23 será acoplado em linha com a coluna de aterrissagem 19 seguindo a chegada de ferramenta de assentamento 17 a um locai desejado com a cabeça de poço 13.Referring to Figure 1A, a submerged tool system 11 is presented. The submerged tool system 11 includes an underwater wellhead 13 disposed on a seabed 15. A nesting tool 17 is suspended within the wellhead 13 on a wire landing column 19. An underwater wellhead member 18, such as a production tube hanger, casing hanger, or the like, is coupled to a lower end of the laying tool 17. The laying tool 17 may be operated to secure the subsea wellhead member 18 within the wellhead 13 using a packer 16. Landing column 19 extends from seating tool 17 suspended within wellhead 13 to and through a platform 21. Platform 21 is an operating platform located on a surface of a body of water and provides a working area for operators to conduct drilling and production activities through the wellhead 13. es, a riser column (not shown) may extend between the platform and the wellhead to provide a conductor for the landing column 19 and other devices and / or substances to travel between the wellhead 13 and the platform 21. A specialty sub 23 may be coupled in line with the landing column 19 on platform 21. The specialty sub 23 will be coupled in line with the landing column 19 following the arrival of seating tool 17 to a desired location with the mounting head. well 13.

Na realização ilustrada, o sub de especialidade 23 pode compreender um sub projetado para transmitir potencial elétrico a partir de uma unidade de energia elétrica 25 localizada na plataforma 21 para fios (Figura 4) da coluna de aterrissagem 19. A unidade de energia elétrica 25 pode ser localizada próxima à coluna de aterrissagem 19 e sub de especialidade 23, como ilustrado, ou pode estar localizado além da coluna de aterrissagem 19 e sub de especialidade 23. A unidade de energia elétrica 25 pode estar acoplada ao sub de especialidade 23 de uma maneira que permite a transmissão de potencial elétrico a partir da unidade de energia elétrica 25 ao sub de especialidade 23 enquanto ainda permitindo o giro da coluna de aterrissagem 19. Em outras realizações, a coluna de aterrissagem 19 pode não girar. O sub de especialidade 23 irá transmitir o potencial elétrico recebido a partir da unidade de energia elétrica 25 através de fios na coluna de aterrissagem 19 de uma maneira descrita em mais detalhes abaixo com referências à Figura 4 e à Figura 5. A ferramenta de assentamento 17 pode ser uma ferramenta de assentamento eletricamente energizada. A ferramenta de assentamento 17 pode incluir pelo menos um motor auxiliar elétrico 27. A ferramenta de assentamento 17 pode se acoplar à coluna de aterrissagem 19 de uma maneira que permita que os fios da coluna de aterrissagem 19 transmitam potencial elétrico a partir de um sub de especialidade 23 para a ferramenta de assentamento 17. Esse potencial elétrico irá então ser transmitido ao motor auxiliar elétrico 27 por meio de fios 79 (Figura 4) para que o motor auxiliar elétrico 27 possa operar uma função da ferramenta para fixar o membro de cabeça de poço submarina 18. Como apresentado na Figura 1B, o motor auxiliar elétrico 27 pode se acoplar a um membro de carne 26 por meio de uma ligação 24. O membro de carne 27 interage com um grampo de trava mento 22 posicionado dentro da abertura 20 da parede tubular 14 da ferramenta de assentamento 17. Quando atuado, o motor auxiliar elétrico 27 irá acionar a ligação 24 para baixo, o qual, por sua vez, aciona o membro de came 26 para baixo, causando superfícies inclinadas correspondentes submarino do grampo de travamento 22 e membro de came 26 para deslizar passando por um ao outro. Esse movimento aciona o grampo de travamento 22 em engate com um diâmetro interior da cabeça de poço 13 através de perfis correspondentes submarino como apresentado na Figura 1C. O motor auxiliar elétrico 27 pode operar para travar e destravar os grampos de travamento 26 da ferramenta de assentamento 17 até e a partir da cabeça de poço submarina 13 para a fixação do componente submerso 18.In the illustrated embodiment, the specialty sub 23 may comprise a sub designed to transmit electrical potential from an electrical power unit 25 located on the landing pad 21 (Figure 4) of the landing column 19. The electrical power unit 25 may be located close to landing column 19 and specialty sub 23 as illustrated, or may be located beyond landing column 19 and specialty sub 23. Electricity unit 25 may be coupled to specialty sub 23 in a manner which permits the transmission of electrical potential from electrical unit 25 to specialty sub 23 while still allowing landing column 19 to rotate. In other embodiments, landing column 19 may not rotate. Specialty sub 23 will transmit the electrical potential received from the electrical power unit 25 via wires in the landing column 19 in a manner described in more detail below with reference to Figure 4 and Figure 5. The nesting tool 17 it can be an electrically energized seating tool. The seating tool 17 may include at least one electric auxiliary motor 27. The seating tool 17 may couple to the landing column 19 in a manner that allows the landing column wires 19 to transmit electrical potential from a sub-range. 23 for the nesting tool 17. This electrical potential will then be transmitted to the electric auxiliary motor 27 via wires 79 (Figure 4) so that the electric auxiliary motor 27 can operate a tool function to secure the headstock member. as shown in Figure 1B, the electric auxiliary motor 27 may be coupled to a cam member 26 via a coupling 24. Cam member 27 interacts with a locking clamp 22 positioned within opening 20 of tubular wall 14 of seating tool 17. When actuated, electric auxiliary motor 27 will drive link 24 downward which in turn drives cam member 26 downward, causing corresponding undersea inclined surfaces of locking clamp 22 and cam member 26 to slide past each other. This movement drives the locking clamp 22 in engagement with an inner diameter of the wellhead 13 through corresponding submarine profiles as shown in Figure 1C. The electric auxiliary motor 27 may operate to lock and unlock the locking clamps 26 of the laying tool 17 up to and from the underwater wellhead 13 to secure the submerged component 18.

Em realizações alternativas, o motor auxiliar elétrico 27 pode se acoplar com válvulas de abertura da ferramenta de assentamento 17. O motor auxiliar elétrico 27 pode então operar para abrir e fechar as válvulas de abertura. Em ainda outras realizações, o motor auxiliar elétrico 27 pode compreender múltiplos motores auxiliares elétricos 27 acoplados a várias funções. A unidade de energia elétrica 25 pode incluir um mecanismo para operações de controle de o motor auxiliar elétrico 27, tal como um comutador para suprir e remover o potencial elétrico do motor auxiliar elétrico 27. A unidade de energia elétrica 25 também pode incluir qualquer mecanismo adequado para operar o motor auxiliar elétrico 27 em uma condição variável assim como para abrir ou fechar de modo parcial uma válvula dentro da ferramenta de assentamento 17. Em ainda outras realizações, a unidade de energia elétrica 25 pode incluir qualquer mecanismo adequado para permitir um operador selecionar uma operação de um motor auxiliar elétrico em particular 27 de uma pluralidade de motores auxiliares elétricos 27, desse modo permitindo que o operador selecione a operação de uma ferramenta de assentamento em particular 17 uma função para fixar o membro de cabeça de poço submarina 18. Nessa maneira, a ferramenta de assentamento 17 pode usar potencial elétrico para operar os grampos de trava mento e válvulas de abertura da ferramenta de assentamento 17 para aterrissar e fixar o membro de cabeça de poço submarina 18, tal como um suspensor de revestimento, dentro da cabeça de poço submarina 13.In alternative embodiments, the electric auxiliary motor 27 may couple with seating tool opening valves 17. The electric auxiliary motor 27 may then operate to open and close the opening valves. In still other embodiments, the electric auxiliary motor 27 may comprise multiple electric auxiliary motors 27 coupled to various functions. Electricity unit 25 may include a mechanism for control operations of the electric auxiliary motor 27, such as a switch to supply and remove electrical potential from electric auxiliary motor 27. Electricity unit 25 may also include any suitable mechanism for operating the electric auxiliary motor 27 in a variable condition as well as for partially opening or closing a valve within the seating tool 17. In still other embodiments, the electric power unit 25 may include any suitable mechanism for allowing an operator to select an operation of a particular electric auxiliary motor 27 of a plurality of electric auxiliary motors 27, thereby allowing the operator to select the operation of a particular seating tool 17 a function for securing the underwater wellhead member 18. In that In this way, the nesting tool 17 can use electrical potential to Place the locking clamps and release valves of the seating tool 17 to land and secure the subsea shaft head member 18, such as a liner hanger, within the subsea shaft head 13.

Referindo agora à Figura 2A, um sistema de ferramenta submersa 29 é apresentado. S sistema de ferramenta submersa 29 inclui uma cabeça de poço submarina 31 disposta em um leito do mar 33. Uma ferramenta de assentamento 35 é suspensa dentro da cabeça de poço 31 em uma coluna de aterrissagem com fios 37, Um membro de cabeça de poço submarina 32, tal como um suspensor do tubo de produção, suspensor de revestimento, ou semelhantes, é acoplado a uma extremidade inferior da ferramenta de assentamento 35. A ferramenta de assentamento 35 pode ser operada para fixar o membro de cabeça de poço submarina 32 dentro da cabeça de poço 31 usando um empacotador 30. A coluna de aterrissagem 37 se estende a partir da ferramenta de assentamento 35 suspendida dentro da cabeça de poço 31 até e através de uma plataforma 39. A plataforma 39 é uma plataforma operacional localizada em uma superfície de um corpo de água e fornece uma área de trabalho para operadores conduzirem atividades de perfuração e produção através da cabeça de poço 31. Em algumas realizações, a coluna riser (não apresentada) pode se estender entre a plataforma e a cabeça de poço para fornecer um condutor para a coluna de aterrissagem 37 e outros dispositivos e/ou substâncias para percorrer entre a cabeça de poço 31 e a plataforma 39. Um sub de especialidade 41 pode ser acoplado em linha com a coluna de aterrissagem 37 na plataforma 39. O sub de especialidade 41 será acoplado em linha com a coluna de aterrissagem 37 seguindo a chegada da ferramenta de assentamento 35 a um local desejado com a cabeça de poço 31.Referring now to Figure 2A, a submerged tool system 29 is presented. The underwater tool system 29 includes an underwater wellhead 31 disposed on a seabed 33. A nesting tool 35 is suspended within the wellhead 31 on a wired landing column 37, an underwater wellhead member 32, such as a production pipe hanger, casing hanger, or the like, is coupled to a lower end of the laying tool 35. The laying tool 35 may be operated to secure the underwater wellhead member 32 within the wellhead 31 using a packer 30. Landing column 37 extends from seating tool 35 suspended within wellhead 31 to and through a platform 39. Platform 39 is an operating platform located on a surface of a body of water and provides a working area for operators to conduct drilling and production activities through wellhead 31. In some The riser column (not shown) may extend between the platform and the wellhead to provide a conductor for the landing column 37 and other devices and / or substances to travel between the wellhead 31 and the platform 39. A specialty sub 41 may be coupled in line with the landing column 37 on platform 39. The specialty sub 41 will be coupled in line with the landing column 37 following the arrival of the laying tool 35 to a desired location with the head. well 31.

Na realização ilustrada, o sub de especialidade 41 pode compreender um sub projetado para transmitir um sínai de dados entre um sistema de aquisição de dados 43 localizado na plataforma 39 e fios (Figura 4) da coluna de aterrissagem 37. O sistema de aquisição de dados 43 pode estar localizado próximo á coluna de aterrissagem 37 e o sub de especialidade 41 como ilustrado ou pode estar focalizado mais distante da coluna de aterrissagem 37 e do sub de especialidade 41. O sistema de aquisição de dados 43 pode estar acoplado ao sub de especialidade 41 de uma maneira que permita a transmissão do sinal de dados a partir do sistema de aquisição de dados 43 para o sub de especialidade 41 enquanto ainda permite o giro da coluna de aterrissagem 37. Em outras realizações, a coluna de aterrissagem 37 pode não girar, O sub de especialidade 41 irá transmitir o sinal de dados através dos fios na coluna de aterrissagem 37 de uma maneira descrita em mais detafhes abaixo em relação à Figura 4 e à Figura 5. A ferramenta de assentamento 35 pode incluir um pacote de sensores energizado por batería 45. O pacote de sensores 45 pode se acoplar a um ou mais sensores 34 (Figura 2B) localizados na ferramenta de assentamento 35. Em uma realização, sensores 34 irão gerar um sinal de dados em resposta à operação da ferramenta de assentamento 35 dentro da cabeça de poço 31. Por exemplo, sensores 34 podem gerar um sinal em resposta à posição da ferramenta de assentamento 35 dentro da cabeça de poço 31, o torque aplicado na conexão da ferramenta de assentamento 35, e o peso suspenso da ferramenta de assentamento 35. Além disso, sensores 34 podem gerar um sinal em resposta à operação de uma função da ferramenta de assentamento 35 Como apresentado na Figura 2B, a ferramenta de assentamento 35 pode incluir uma haste girável 36. Um membro de carne 38 pode ser rosqueado em um diâmetro exterior da haste 36 de forma que o giro da haste 36 irá causar movimento de eixo geométrico do membro de carne 38 através de roscas correspondentes submarinas da haste 36 e membro de came 38. O membro de came 38 interage com um grampo de travamento 40 posicionado dentro de uma abertura 42 da parede tubular 44 da ferramenta de assentamento 35. O giro da haste 36 irá causar que o membro de came 38 se mova para baixo de modo axíai, o qual, por sua vez, causa o deslizamento das superfícies inclinadas correspondentes submarinas do grampo de travamento 40 e do membro de came 38 passando por um ao outro. Esse movimento aciona o grampo de travamento 40 em engate com um diâmetro interior da cabeça de poço 31 através dos perfis correspondentes submarinos como apresentado na Figura 2C. O grampo de travamento 38 é acoplado de modo comunicativo aos sensores 34, Enquanto o grampo de travamento 38 se move de modo axíai em resposta ao giro da haste 36, sensores 34 irão gerar um sinal que é transmitido ao pacote de sensores 45 que é. por sua vez, comunicado com a superfície através de fios 79 (Figura 4).In the illustrated embodiment, the specialty sub 41 may comprise a sub designed to transmit a data signal between a data acquisition system 43 located on platform 39 and wires (Figure 4) of landing column 37. The data acquisition system 43 may be located near landing column 37 and skill sub 41 as illustrated or may be focused further away from landing column 37 and skill sub 41. Data acquisition system 43 may be coupled to skill sub 41 in a manner that permits transmission of the data signal from the data acquisition system 43 to the specialty sub 41 while still allowing the landing column 37 to rotate. In other embodiments, the landing column 37 may not rotate. Specialty sub 41 will transmit the data signal through the wires in landing column 37 in a manner described in further detail below with respect to Figure 4 and Figure 5. Nesting Tool 35 may include a battery-powered sensor package 45. Sensor Pack 45 may couple to one or more sensors 34 (Figure 2B) located on Nesting Tool 35. In a In this embodiment, sensors 34 will generate a data signal in response to the operation of the laying tool 35 within the wellhead 31. For example, sensors 34 may generate a signal in response to the position of the laying tool 35 within the wellhead 31. , the torque applied to the seating tool connection 35, and the suspended weight of the seating tool 35. In addition, sensors 34 may generate a signal in response to the operation of a seating tool function 35 As shown in Figure 2B, the seating tool 35 may include a pivot rod 36. A cam member 38 may be threaded to an outside diameter of rod 36 such that rotation of rod 36 will cause movement. camshaft 38 through undersea corresponding rod threads 36 and cam member 38. Cam member 38 interacts with a locking clamp 40 positioned within an opening 42 of tubular wall 44 of seating tool 35. Rotation of the rod 36 will cause the cam member 38 to move axially downwards, which in turn causes the corresponding undersea inclined surfaces of the locking clamp 40 and the cam member 38 to slip through. to each other. This movement drives the locking clamp 40 in engagement with an inner diameter of the wellhead 31 through the corresponding subsea profiles as shown in Figure 2C. Locking clamp 38 is communicatively coupled to sensors 34. While locking clamp 38 moves axially in response to rotation of rod 36, sensors 34 will generate a signal which is transmitted to sensor package 45 which is. in turn, communicated with the surface through wires 79 (Figure 4).

Em uma realização alternada, os sensores 34 podem gerar um sinal em resposta à operação de válvulas de abertura da ferramenta de assentamento 35. O sinal gerado pode compreender qualquer sinal adequado. Em uma realização, sensores 34 podem enviar os sinais gerados para um receptor de pacote de sensores 45 O pacote de sensores 45 pode ser acoplado de modo comunicativo aos fios da coluna de aterrissagem 37. Em uma realização, os fios (Figura 4) da coluna de aterrissagem 37 irão acoplar de modo direto ao pacote de sensores 45 para que os sinais gerados possam ser transmitidos eletricamente a partir do pacote de sensores 45 através dos fios da coluna de aterrissagem 37. Os sinais podem então ser transmitidos através dos fios da coluna de aterrissagem 37 para o sub de especialidade 41 e então para unidade de aquisição de dados 43. Lá, a unidade de aquisição de dados 43 pode exibir os sinais de uma maneira compreensível para um operador localizado na plataforma 31, armazenar os sinais em uma mídia que permita uma recuperação posterior, ou ambos, exibir e armazenar os sinais. Em uma realização, os sinais de dados são transmitidos através da coluna de aterrissagem 37 em tempo real, permitindo que as informações em relação a operações da ferramenta de assentamento 35 sejam recebidas e utilizadas enquanto os eventos que geram os sinais ocorrem.In an alternate embodiment, the sensors 34 may generate a signal in response to operation of seating valves opening valves 35. The generated signal may comprise any suitable signal. In one embodiment, sensors 34 may send the generated signals to a sensor packet receiver 45. The sensor packet 45 may be communicatively coupled to the landing column wires 37. In one embodiment, the column wires (Figure 4) 37 will directly couple to the sensor package 45 so that the generated signals can be transmitted electrically from the sensor package 45 through the wires of the landing column 37. The signals can then be transmitted through the wires of the landing column. landing 37 for skill sub 41 and then for data acquisition unit 43. There, data acquisition unit 43 can display signals in a manner understandable to an operator located on platform 31, storing the signals on a medium that allow for later retrieval, or both, to display and store the signals. In one embodiment, the data signals are transmitted through the landing column 37 in real time, allowing information regarding nesting tool operations 35 to be received and utilized while the events generating the signals occur.

Em referência à Figura 3A, um sistema de ferramenta submersa 47 é apresentado. O sistema de ferramenta submersa 47 inclui uma cabeça de poço submarina 49 disposta em um leito do mar 51. Uma ferramenta de assentamento 53 é suspensa dentro da cabeça de poço 49 em uma coluna de aterrissagem com fios 55. Um membro de cabeça de poço submarina 54, tal como um suspensor do tubo de produção, suspensor de revestimento, ou semelhantes, é acoplado na extremidade inferior da ferramenta de assentamento 53. A ferramenta de assentamento 53 pode operar para fixar o membro de cabeça de poço submarina 54 dentro da cabeça de poço 49 usando um empacotador 50. A coluna de aterrissagem 55 se estende a partir da ferramenta de assentamento 53 suspenso dentro da cabeça de poço 49 até e através de uma plataforma 57. A plataforma 57 é uma plataforma operacional localizada em uma superfície de um corpo de água e fornece uma área de trabalho para operadores conduzirem atividades de perfuração e produção através da cabeça de poço 49. Em algumas realizações, a coluna riser {não apresentada) pode se estender entre a plataforma e a cabeça de poço para fornecer um condutor para a coluna de aterrissagem 55 e outros dispositivos e/ou substâncias para percorrer entre a cabeça de poço 49 e a plataforma 57. Um sub de especialidade 59 pode ser acoplado em linha com a coluna de aterrissagem 55 na plataforma 57. O sub de especialidade 59 será acoplado em linha com a coluna de aterrissagem 55 seguinte da chegada da ferramenta de assentamento 53 em um local desejado com a cabeça de poço 49.Referring to Figure 3A, a submerged tool system 47 is shown. The submerged tool system 47 includes an underwater wellhead 49 disposed on a seabed 51. A nesting tool 53 is suspended within the wellhead 49 on a wired landing column 55. An underwater wellhead member 54, such as a production pipe hanger, casing hanger, or the like, is coupled to the lower end of the laying tool 53. The laying tool 53 may operate to secure the subsea wellhead member 54 within the mounting head. well 49 using a packer 50. Landing column 55 extends from seating tool 53 suspended within wellhead 49 to and through a platform 57. Platform 57 is an operating platform located on a surface of a body provides a working area for operators to conduct drilling and production activities through wellhead 49. In some luna riser (not shown) may extend between the platform and the wellhead to provide a conductor for the landing column 55 and other devices and / or substances to travel between the wellhead 49 and the platform 57. A sub Specialty 59 can be coupled in-line with landing column 55 on platform 57. Specialty sub 59 will be coupled in-line with landing column 55 following arrival of laying tool 53 at a desired location with wellhead 49 .

Na realização ilustrada, o sub de especialidade 59 pode compreender um sub projeto para transmitir um sinal de controle entre um painel de controle 61 localizado na plataforma 57 e fios (Figura 4) da coluna de aterrissagem 55. O painel de controle 61 pode estar localizado próximo à coluna de aterrissagem 55 e ao sub de especialidade 59, como ilustrado, ou pode estar localizado além da coluna de aterrissagem 55 e do sub de especialidade 41. O painel de controle 61 pode estar acoplado ao sub de especialidade 59 de uma maneira que permita a transmissão do sinal de controle a partir do painel de controle 61 para o sub de especialidade 59 enquanto ainda permitindo o giro da coluna de aterrissagem 55. Em outras realizações, a coluna de aterrissagem 55 pode não girar. O sub de especialidade 59 irá transmitir o sinal de controle através dos fios na coluna de aterrissagem 55 de uma maneira descrita em mais detalhes abaixo em relação à Figura 4 e à Figura 5. A ferramenta de assentamento 53 pode ser uma ferramenta de assentamento operada de modo hidráulico. Na realização ilustrada, a ferramenta de assentamento 53 inclui uma cápsula de controle de ferramenta 63 e um banco acumulador 65. Banco acumulador 65 pode ser um tanque de armazenagem hidráulico capaz de receber e armazenar pressão de fluido hidráulico. Banco acumulador 65 pode estar acoplado de modo comunicativo com as funções operacionais da ferramenta de assentamento 53 de modo que a pressão do fluido possa ser transmitida a partir do banco acumulador 65 para as funções atuadas de modo hidráulico da ferramenta de assentamento 53 para fixar o membro de cabeça de poço submarina 54. Em uma realização, a cápsula de controle de ferramenta 63 irá acoplar de modo comunicativo ao banco acumulador 65 de modo que a cápsula de controle de ferramenta 63 possa atuar as válvulas hidráulicas para desviar a pressão hidráulica armazenada no banco acumulador 65 para as funções hidráulicas desejadas da ferramenta de assentamento 53 para fixar o membro de cabeça de poço submarina 54. Em uma realização, a cápsula de controle de ferramenta 63 desvia a pressão hidráulica em resposta a um sinal elétrico a partir do painel de controle 61. Na realização ilustrada, o painel de controle 61 compreende um dispositivo que permite um operador selecionar uma operação funcional desejada da ferramenta de assentamento 53 para atuação. Por exemplo, um operador pode escolher travar um conjunto de grampos de travamento na ferramenta de assentamento 53 através do painel de controle 61. Como apresentado na Figura 3B, a cápsula de controle 63 pode ser ligada ao cilindro hidráulico 56 formado como parte de um corpo 58 da ferramenta de assentamento 53. O cilindro hidráulico 56 pode estar acoplado a um membro de came 60 que pode mover de modo axial em resposta à operação do cilindro 56. O membro de came 56 pode interagir com um grampo de travamento 62, posicionado dentro de uma abertura 64 no corpo 58 da ferramenta de assentamento 53. Em resposta a um sinal através dos fios 79 (Figura 4) para a cápsula de controle 63. a cápsula de controle 63 pode operar válvulas para permitir o fluxo da pressão hidráulica através das linhas hidráulicas para o cilindro hidráulico 56. Em resposta, um pistão do cilindro hidráulico 56 irá mover para baixo de modo axial, e por sua vez movendo o membro de came 60 para baixo de modo axial. Isso irá causar o deslizamento das superfícies inclinadas correspondentes submarinas do membro de came 60 e do grampo de travamento 62 passando por um ao outro. Enquanto as superfícies correspondentes submarinas do membro de came 60 e do grampo de travamento 62 se movem passando por um ao outro, o grampo de travamento 62 irá mover para fora de modo radial, engatando os perfis correspondentes submarinos do grampo de travamento 62 e da cabeça de poço 49 como apresentado na Figura 3C.In the illustrated embodiment, specialty sub 59 may comprise a sub project for transmitting a control signal between a control panel 61 located on platform 57 and wires (Figure 4) of landing column 55. Control panel 61 may be located near landing column 55 and specialty sub 59, as illustrated, or may be located beyond landing column 55 and specialty sub 41. Control panel 61 may be coupled to specialty sub 59 in such a way that allow control signal transmission from control panel 61 to specialty sub 59 while still allowing landing column 55 to rotate. In other embodiments, landing column 55 may not rotate. Specialty sub 59 will transmit the control signal through the wires in the landing column 55 in a manner described in more detail below with respect to Figure 4 and Figure 5. The nesting tool 53 may be a nesting tool operated from hydraulic mode. In the illustrated embodiment, the seating tool 53 includes a tool control capsule 63 and an accumulator bank 65. Accumulator bank 65 may be a hydraulic storage tank capable of receiving and storing hydraulic fluid pressure. Accumulator seat 65 may be communicatively coupled with the operating functions of the seating tool 53 so that fluid pressure may be transmitted from the accumulator bank 65 to the hydraulically actuated functions of the seating tool 53 to secure the member. wellhead cap 54. In one embodiment, the tool control capsule 63 communicatively engages the accumulator bank 65 so that the tool control capsule 63 can actuate the hydraulic valves to offset the hydraulic pressure stored in the bank. accumulator 65 for the desired hydraulic functions of the seating tool 53 for securing subsea wellhead member 54. In one embodiment, the tool control cap 63 deviates hydraulic pressure in response to an electrical signal from the control panel. 61. In the illustrated embodiment, the control panel 61 comprises a device allowing a operator selects a desired functional operation of seating tool 53 for actuation. For example, an operator may choose to lock a set of locking clamps on the seating tool 53 via the control panel 61. As shown in Figure 3B, the control capsule 63 may be attached to the hydraulic cylinder 56 formed as part of a body 58. The hydraulic cylinder 56 may be coupled to a cam member 60 which may move axially in response to the operation of cylinder 56. The cam member 56 may interact with a locking clamp 62 positioned within. opening 64 in the body 58 of the seating tool 53. In response to a signal through the wires 79 (Figure 4) to the control capsule 63. the control capsule 63 can operate valves to allow the flow of hydraulic pressure through the hydraulic lines to hydraulic cylinder 56. In response, a hydraulic cylinder piston 56 will move down axially, and in turn moving cam member 60 downwardly. axial mode. This will cause the corresponding undersea inclined surfaces of the cam member 60 and locking clip 62 to slide past each other. As the undersea corresponding surfaces of cam member 60 and locking clip 62 move past each other, the locking clip 62 will radially move outwardly engaging the corresponding undersea profiles of the locking clip 62 and head well 49 as shown in Figure 3C.

Referindo-se agora à Figura 4, as colunas de aterrissagem 19, 37 e 55 da Figura 1A, da Figura 2A e da Figura 3A, respectivamente, podem todas ser realizações alternativas da coluna de aterrissagem 67 da Figura 4. A coiuna de aterrissagem 67 inclui uma pluralidade de conexões 69. Cada conexão 69 inclui uma extremidade de pino 71 e uma extremidade de caixa 73. Na realização ilustrada, a coluna de aterrissagem 67 é construída por acoplamento de uma extremidade de pino 71 de uma primeira conexão 69 na extremidade de caixa 73 de uma segunda conexão 69, como apresentado in Figura 4; isso é feito ao rosquear uma rosca 75 da extremidade de pino 71 através de uma rosca correspondente 77 da extremidade de caixa 73. A junção de uma primeira conexão 69 a uma segunda conexão 69 irá formar a coluna 67 que tem uma passagem central 68 que tem um eixo geométrico 70. Pelo menos um fio 79 pode ser formado em cada conexão 69 durante a fabricação de cada conexão 69. Na realização ilustrada, dois fios 79 são apresentados em cada conexão 69. Uma pessoa com habilidades na técnica irá compreender que múltiplos fios 79 podem ser formados na conexão 69, como permitido por uma espessura de cada fio 79 e uma espessura de parede de cada conexão 69. O fio 79 pode ser formado de um material condutor elétrico tal como cobre ou semelhantes. Em outras realizações, o fio 79 pode ser um cabo de fibra ótica. Cada fio 79 é formado dentro de cada conexão 69 de uma maneira que permita que uma pluralidade de fios 79 seja posicionada de modo radiai a partir do diâmetro interior em direção ao diâmetro exterior. Cada fio 79 é isolado da conexão 69 e fios adjacentes 79 para reduzir a interferência entre os fios 70 e para permitir que um sinal diferente ou potencial elétrico percorra ao longo de cada fio 79 em um circuito elétrico separado.Referring now to Figure 4, the landing columns 19, 37 and 55 of Figure 1A, Figure 2A and Figure 3A, respectively, may all be alternative embodiments of landing column 67 of Figure 4. Landing column 67 includes a plurality of connections 69. Each connection 69 includes a pin end 71 and a housing end 73. In the illustrated embodiment, the landing column 67 is constructed by coupling a pin end 71 of a first connection 69 to the end of a box 73 of a second connection 69 as shown in Figure 4; this is done by threading a thread 75 of pin end 71 through a corresponding thread 77 of housing end 73. Joining a first connection 69 to a second connection 69 will form column 67 having a central passageway 68 having a geometry 70. At least one wire 79 may be formed on each connection 69 during the fabrication of each connection 69. In the illustrated embodiment, two wires 79 are presented on each connection 69. A person skilled in the art will understand that multiple wires 79 may be formed in connection 69 as permitted by a thickness of each wire 79 and a wall thickness of each connection 69. Wire 79 may be formed of an electrical conductive material such as copper or the like. In other embodiments, wire 79 may be a fiber optic cable. Each wire 79 is formed within each connection 69 in a manner that allows a plurality of wires 79 to be radially positioned from the inner diameter toward the outer diameter. Each wire 79 is isolated from connection 69 and adjacent wires 79 to reduce interference between wires 70 and to allow a different signal or electrical potential to travel along each wire 79 in a separate electrical circuit.

Referindo-se à Figura 5, em cada ponto de conexão entre as conexões 69, a extremidade de pino 71 define um ombro voltado para baixo 81 se estendendo a partir de um diâmetro exterior da conexão 69 para dentro de modo radial. Cada extremidade de caixa 73 define um rebordo voltado para cima 83 que tem uma largura aproximadamente igual à largura do ombro voltado para baixo 81. Um canal anular 85 pode ser formado no ombro voltado para baixo 81. O canal anular 85 pode ser forrado com um isolante 87, tal como borracha, O canal anular 85 pode então ser preenchido com um material condutor elétrico 89 entre o isolante 87 e uma superfície do ombro voltado para baixo 81. Isso forma um anel condutor elétrico 91 dentro do ombro voltado para baixo 81 que tem uma superfície que é exposta e nivelada ao ombro voltado para baixo 81.Referring to Figure 5, at each connection point between the connections 69, the pin end 71 defines a downwardly facing shoulder 81 extending radially inwardly from an outside diameter of the connection 69. Each box end 73 defines an upwardly facing edge 83 which is approximately equal to the width of the downward shoulder 81. An annular channel 85 may be formed in the downward shoulder 81. The annular channel 85 may be lined with a 87, such as rubber. The annular channel 85 may then be filled with an electrical conductive material 89 between the insulator 87 and a downward facing shoulder surface 81. This forms an electrical conductive ring 91 within the downward facing shoulder 81 which it has a surface that is exposed and flush with the downward facing shoulder 81.

De modo similar, um canal anular 93 pode ser formado no rebordo 83. O canal anular 93 pode ser forrado com um isolante 95, tal como borracha. O canal anular 93 pode então ser preenchido com um material condutor elétrico 97 entre o isolante 95 e uma superfície de rebordo 83, Isso forma um anel condutor elétrico 99 dentro do rebordo 83 que tem uma superfície que é exposta e flush com o rebordo 83. Quando a extremidade de pino 71 é inserida na extremidade de caixa 73, e rascas correspondentes 75 e 77 são rosqueadas em conjunto, o ombro voltado para baixo 81 e o rebordo 83 entram em contato com e estão contíguo um ao outro. Em uma realização, o anel condutor 91 será formado em uma área do ombro voltado para baixo 81 de modo que o mesmo irá se alinhar com o anel condutor 99. Nessa maneira, a superfície exposta do anel condutor 91 ficará contígua à superfície exposta do anel condutor 99 e isolantes 85, 95 irão contatar um ao outro, protegendo os anéis condutores 91, 99 das conexões 69 e dos fios adjacentes 79. Desse modo, uma corrente elétrica ou potencial elétrico pode passar a partir do anel condutor 99 para o anel condutor 91 e vice versa, permitindo a transmissão da potencial elétrico através da fronteira entre as conexões 69.Similarly, an annular channel 93 may be formed at lip 83. Annular channel 93 may be lined with an insulator 95, such as rubber. The annular channel 93 may then be filled with an electrical conductive material 97 between the insulator 95 and a flange surface 83. This forms an electric conductive ring 99 within the flange 83 which has a surface that is exposed and flush with the flange 83. When pin end 71 is inserted into housing end 73, and corresponding grooves 75 and 77 are threaded together, the downward facing shoulder 81 and lip 83 contact and adjoin one another. In one embodiment, the conductive ring 91 will be formed in a downwardly facing shoulder area 81 so that it will align with the conductive ring 99. In this manner, the exposed surface of the conductive ring 91 will be contiguous with the exposed surface of the ring. conductor 99 and insulators 85, 95 will contact each other, protecting conductor rings 91, 99 from connections 69 and adjacent wires 79. In this way, an electric current or electrical potential can pass from the conductor ring 99 to the conductor ring. 91 and vice versa, allowing the transmission of electrical potential across the boundary between the connections.

Cada fio 79 irá corresponder a pares separados dos anéis condutores 91, 99. Cada fio 79 irá acoplar eletricamente a um par de anéis condutores 91, 99 nas extremidades opostas do fio 79. Desse modo, um sinal elétrico ou potencial elétrico pode ser transmitido através do fio 79 de uma primeira conexão 69, através do anel condutor 91 ao anel condutor 99, em que o fio 79 da segunda conexão 69 irá receber o sinal ou potencial elétrico e transmitir o mesmo para a próxima conexão 69. Um par de anéis condutores 91, 99 pode ser formado em cada conexão 69 e serão posicionados de modo que correspondam a cada fio 79 formado em cada conexão 69, desse modo múltiplos circuitos elétricos podem ser formados em cada conexão 69, permitindo que a coluna de aterrissagem 67 transporte múltiplos circuitos elétricos a partir de uma plataforma para um local submerso. O fio 79 e os anéis condutores 91, 99 são formados durante o processo de fabricação de cada conexão 69 de modo que o fio 79 e os anéis condutores 91, 99 serão alinhados de modo apropriado para corresponder ao circuito elétrico desejado. Uma pessoa com habilidades na técnica irá compreender que a inclusão e alinhamento do fio 79 e dos anéis condutores 91, 99, em cada conexão 69, durante a fabricação de cada conexão 69, irá permitir que a coluna de aterrissagem 67 seja armada em uma plataforma de sonda sem a necessidade de ferramentas adicionais. Desse modo, os operadores de sonda podem operar na coluna de aterrissagem 67 em uma maneira convencional sem a complexidade adicionada de um umbilical hidráulico ou elétrico externo, diminuindo a operação em tempo over ferramentas utilizando energia externa.Each wire 79 will correspond to separate pairs of conductor rings 91, 99. Each wire 79 will electrically couple to a pair of conductor rings 91, 99 at opposite ends of wire 79. Thus, an electrical signal or electrical potential can be transmitted through of wire 79 of a first connection 69, through conductor ring 91 to conductor ring 99, wherein wire 79 of second connection 69 will receive the signal or electrical potential and transmit it to next connection 69. A pair of conductor rings 91, 99 may be formed on each connection 69 and will be positioned so that they correspond to each wire 79 formed on each connection 69, thereby multiple electrical circuits may be formed on each connection 69, allowing the landing column 67 to carry multiple circuits. from a platform to a submerged location. Wire 79 and lead rings 91, 99 are formed during the process of manufacturing each connection 69 so that wire 79 and lead rings 91, 99 will be properly aligned to match the desired electrical circuit. One of ordinary skill in the art will understand that the inclusion and alignment of wire 79 and lead rings 91, 99 in each fitting 69 during the fabrication of each fitting 69 will allow landing column 67 to be rigged onto a platform. probe without the need for additional tools. Thereby, probe operators can operate on landing column 67 in a conventional manner without the added complexity of an external hydraulic or electrical umbilical, decreasing time-over-tool operation using external power.

Outros métodos de posicionar os fios em uma conexão em continuidade com os fios em conexões adjacentes são praticáveis. Esses métodos alternativos são contemplados e incluídos nas realizações reveladas.Other methods of positioning wires in a continuity connection with wires in adjacent connections are feasible. These alternative methods are contemplated and included in the disclosed embodiments.

Assim sendo, as realizações reveladas fornecem numerosas vantagens. Por exemplo, as realizações reveladas fornecem meios para permitir transmissão de dados em tempo real de uma ferramenta de assentamento para uma plataforma de trabalho localizada na superfície. Além disso, o mesmo permite a operação em tempo real da ferramenta sem a necessidade de se depender em um processo de manipulação mecânica complexa. Essas características são realizadas sem adicionar tempo extra ou manusear equipamento para operar a coluna de aterrissagem e a ferramenta de assentamento a partir da superfície ao local submerso ou à cabeça de poço. Porque o fio é formado dentro das conexões e pode ser composto sem exigir trabalhadores de sonda para alinhar os fios de modo adequado, braçadeira de cabos, ou umbilicais, o processo de movimentação não é prejudicado ou desacelerado em qualquer maneira associada de modo tradicional com o uso de umbilicais hidráulicos ou elétricos. Ainda adicionalmente, os sistemas revelados permitem um desenvolvimento de um conjunto de ferramentas inteligentes que podem realizar diversas funções enquanto recebe retroalímentação em tempo real da ferramenta, permitindo que operadores estejam mais confiantes que operações de conclusão de poço tenham sido realizadas com êxito.Accordingly, the disclosed embodiments provide numerous advantages. For example, the disclosed embodiments provide means for enabling real time data transmission from a nesting tool to a surface-mounted work platform. In addition, it allows real-time operation of the tool without relying on a complex mechanical handling process. These features are realized without adding extra time or handling equipment to operate the landing column and laying tool from the surface to the submerged location or to the wellhead. Because the wire is formed within the connections and can be made without requiring probe workers to properly align the wires, cable clamps, or umbilicals, the movement process is not impaired or slowed in any way traditionally associated with the wire. use of hydraulic or electric umbilicals. In addition, the disclosed systems enable the development of an intelligent tool set that can perform various functions while receiving real-time feedback from the tool, allowing operators to be more confident that well completion operations have been performed successfully.

Compreende-se que a presente invenção pode tomar várias formas e realizações. Assim sendo, diversas variações podem ser feitas no que foi supracitado sem o desvio do espírito ou escopo da invenção. Tendo assim descrito a presente invenção por referência a algumas de suas realizações preferenciais, é de notado que as realizações reveladas são ilustrativas ao invés de limitar sua natureza e que uma ampla gama de variações, modificações, mudanças, e substituições são contempladas na revelação que foi supracitada e, em algumas instâncias, algumas características da presente invenção podem ser empregadas sem um uso correspondente das outras características, Muitas das tais variações e modificações podem ser consideradas obvias e desejáveis por aqueles com habilidades na técnica baseadas em uma revisão da descrição que foi supracitada das realizações preferenciais. Assim sendo, é de modo adequado que as reivindicações em anexo sejam amplamente interpretadas e de uma maneira consistente com o escopo da invenção.It is understood that the present invention may take various forms and embodiments. Accordingly, various variations may be made on the above without departing from the spirit or scope of the invention. Having thus described the present invention by reference to some of its preferred embodiments, it is noted that the disclosed embodiments are illustrative rather than limiting their nature and that a wide range of variations, modifications, changes, and substitutions are contemplated in the disclosure that has been made. and in some instances some features of the present invention may be employed without a corresponding use of the other features. Many such variations and modifications may be considered obvious and desirable by those of ordinary skill in the art based on a review of the above description. of preferred achievements. Accordingly, it is suitably that the appended claims are widely interpreted and in a manner consistent with the scope of the invention.

Claims

1. A method for performing an underwater operation of an underwater wellhead (13, 31, 49), the method comprising: (a) providing a seating tool (17, 35, 53) that has at least one function electrically operated and coupling an underwater wellhead component (18, 32, 54) to the nesting tool (17, 35, 53); (b) coupling the seating tool (17, 35, 53) to a tubular column (19, 37, 55, 67) having at least one electrical conductor wire (79) mounted within a tubular wall of the tubular column (67). ) to transmit the electric potential to the laying tool (17, 35, 53); (c) moving the laying tool (17, 35, 53) and subsea wellhead component (18, 32, 54) on the tubular column (19, 37, 55, 67) from a surface platform ( 21, 39, 57) to a location within the underwater wellhead (13, 31, 49); and then (d) performing the electrically operated function of the seating tool (17, 35, 53) by using the electric potential transmission through at least one electrical conductor wire (79) of the production pipe column (19, 37 , 55, 67).

A method according to claim 1 wherein: the peto minus an electrical conductor wire (79) mounted within a tubular wall of the tubular column (19, 37, 55, 67) comprises a first electrical conductor wire (79). ) and a second electrical conductor wire (79); and step (d) comprises transmitting an electrical potential along the first electrical lead (79) from the surface platform (21, 39, 57) to the seating tool (17, 35, 53) while receiving a electrical potential along the second electrical lead (79) from the laying tool (17, 35, 53) to the surface platform (21, 39, 57),

A method according to claim 1, wherein step (b) further comprises coupling the tubular column (19) to an electrical potential source (25);

The method of claim 1, wherein step (b) further comprises coupling the tubular column (37) to a data receiver (43).

A method according to claim 1, wherein step (d) comprises: providing electrical potential for at least one electric auxiliary motor (27) of the laying tool (17) through at least one electric conductor (79). ) of the tubular column (19); and operating the electric auxiliary motor (27) of the seating tool (17) in response to the electric potential to secure the subsea wellhead component (18).

A method according to claim 5, wherein performing at least one tool function comprises operating at least one of a set of tool set locking clamps (17) and tool set opening valves (17). ,

A method according to claim 1, wherein step (d) comprises: providing at least one sensor package (45) to the seating tool (35), wherein the sensor package (45) generates a signal electrical in response to at least one of the tool position, the torque of the tool at the fitting, and the suspended weight from the tool; then transmitting the electrical signal generated through at least one ei conductor wire (79) to the surface platform (39).

A method according to claim 1, wherein step (d) comprises: providing a tool control capsule (63) communicatively coupled to the nesting tool (53), wherein the tool control capsule (63) communicates with pressure-shifting hydraulic valves from a hydraulic accumulator (65) of the seating tool (53); providing an electrical potential through at least one electrical conductor wire (79) to the tool control capsule (63); then diverting the pressure stored in the hydraulic accumulator (65) to secure the subsea wellhead component (54) in response to the electrical potential applied to the tool control capsule (63),

9. SUBMERSE TOOL SYSTEM (11, 29, 47) FOR REMOTE OPERATION ON AN UNDERWATER HEAD (13, 31, 49), the system comprising: a seating tool (17, 35, 53) which has at least one electrically operated function for securing an underwater wellhead component (18, 32, 54) coupled to the laying tool (17, 35, 53); a tubular column (19, 37, 55, 67) coupled to the seating tool (17, 35, 53), wherein the tubular column (19, 37, 55, 67) has at least one electrical conductive transmission line (79). ) formed in a tubular wall of the tubular column (19, 37, 55, 67); a control unit (25, 43, 61) located on a surface platform (21, 39, 57), wherein the control unit (25, 43, 61) is communicatively coupled to the transmission line (79) to control the electrical potential applied to the transmission line (79); and wherein the transmission line (79) communicatively couples to the seating tool (17, 35. 53) to transmit electrical potential between the seating tool (17, 35, 53) and the control unit (25, 43) to operate the electrically operated seating tool function (17, 35, 53) for securing the subsea wellhead component (18, 32, 54).

A SUBMERSE TOOL SYSTEM (47) according to claim 9 further comprising: the seating tool (53) having a hydraulic accumulator (65) for storing hydraulic pressure, the communicatively coupled accumulator (65) at least one hydraulic function of the seating tool (53) for securing the underwater wellhead component (54); the seating tool (53) having a tool control capsule (63) communicatively coupled to the hydraulic accumulator (65) and communicatively coupled to the control unit (61) via at least one transmission line ( 79); and wherein the control unit (61) modulates an electrical potential signal sent through the transmission line (79) to the tool control capsule (63) such that the tool control capsule (63) actuates the valves. control valve (65) to divert fluid pressure in the accumulator (65) to at least one hydraulic function of the seating tool (53) to secure the subsea wellhead component (54).

A SUBMERSE TOOL SYSTEM (29) according to claim 9, wherein: the seating tool (35) has a battery powered sensor package (45) coupled to the seating tool (35), wherein the sensor package (45) generates an electrical signal in response to at least one of the tool position within the wellhead (31), the torque applied to the tool connection and the suspended weight from the tool; the sensor package (45) additionally communicatively couples to the control unit (43) via the transmission line (79); and wherein the sensor package (45) transmits the electrical signal through the transmission line (79) to the control unit (43), and the control unit (43) presents the electrical signal in an understandable manner to an operator. located on the platform (39).

A SUBMERSE TOOL SYSTEM according to claim 11, wherein the control unit (43) records and stores the electrical signal.

The submerged tooling system of claim 11, wherein the transmission line (79) comprises a fiber optic cable.

SUBMERSE TOOL SYSTEM (11) according to claim 9, wherein: the seating tool (17) has at least one electric auxiliary motor (27) adapted to operate a tool function for securing the head component underwater well (18); at least one transmission line (79) mates to the electric auxiliary motor (27); and the control unit (25) controls the electric potential flow to the electric auxiliary motor (27) through the transmission line (79) to operate the electric auxiliary motor (27) to secure the subsea wellhead component (18). ).

15. SUBMERSE TOOL SYSTEM (11). according to claim 14, wherein; at least one transmission line (79) comprises a plurality of transmission lines (79); at least one electric auxiliary motor (27) comprises a plurality of electric auxiliary motors (27) adapted to operate separate seating tool functions (17) for securing the underwater wellhead component (18); each at least one transmission line (79) mates to a separate electric auxiliary motor (27) and additionally mates to the control unit (25); and the control unit (25) controls the electric potential flow to each transmission line (79) and the auxiliary electric motor (27) to secure the subsea wellhead component (18).