NO20121507A1

NO20121507A1 - Vertical subsea assembly control

Info

Publication number: NO20121507A1
Application number: NO20121507A
Authority: NO
Inventors: William Thomas Bryson; Michael Wenham; Paul White
Original assignee: Vetco Gray Inc
Priority date: 2011-12-28
Filing date: 2012-12-13
Publication date: 2013-07-01
Also published as: BR102012033440A2; US20130168101A1; GB2498075A; GB201222764D0; CN103184845A; SG191548A1; AU2012268839A1; GB2498075B

Abstract

Et vertikalt undervannstre (21) blir operert ved en undervannsstyringsmodul (47) forsynt med hydraulisk og elektrisk kraft fra overflaten gjennom det vertikale undervannstreet (21). En landingssub (27) er på kommuniserende måte koplet til overflaten med en landingssubnavlestreng (45) og kjørt til det vertikale undervannstreet (21). Landingssuben (27) griper inn i samsvarende penetrering (41)er på en øvre andel av hovedventilblokken (33) av det vertikale undervannstreet (21) for å tilføre strømningspassasjer (37) som strekker seg fra penetreringene (41) til undervanns-styringsmodulen (47) gjennom hovedventilblokken (33). Undervanns-styringsmodulen (47) blir så operert gjennom landingssubnavlestrengen (45) for å styre drift av det vertikale undervannstreet (21).A vertical subsea tree (21) is operated by a subsea control module (47) provided with hydraulic and electrical force from the surface through the vertical subsea tree (21). A landing sub (27) is communicatively connected to the surface by a landing sub-string (45) and driven to the vertical subsea tree (21). The landing sub (27) engages in corresponding penetration (41) is on an upper portion of the main valve block (33) of the vertical subsea tree (21) to supply flow passages (37) extending from the penetrations (41) to the subsea control module (47). ) through the main valve block (33). The subsea control module (47) is then operated through the landing sub-string (45) to control operation of the vertical subsea tree (21).

Description

1. Oppfinnelsens område 1. The scope of the invention

Foreliggende oppfinnelse omhandler generelt styring av en undervanns-brønnkomplettering og spesielt et system og fremgangsmåte for undervanns-brønnstyring ved å lande en landingssub på et vertikalt undervannstre. The present invention generally relates to the control of an underwater well completion and in particular a system and method for underwater well control by landing a landing sub on a vertical underwater tree.

2. Kort beskrivelse av beslektet teknikk 2. Brief description of related technology

Undervannsbrønnhodesammenstillinger blir typisk brukt i produksjonen av hydrokarboner utvunnet fra undergrunnsformasjoner under havbunnen. Under-vannsbrønnhodesammenstillinger omfatter generelt et brønnhodehus plassert ved en brønnboringsåpning, hvor brønnboringen strekker seg gjennom én eller flere hydrokarbonproduserende formasjoner. Brønnrør og rørledningsoppheng blir landet innen huset for å støtte brønnrør og produksjonsrørledning satt inn i brønnbo-ringen. Brønnrøret forer brønnboringen, og isolerer derved brønnboringen fra den omkringliggende formasjonen. Rørledning ligger typisk konsentrisk innen brønnrø-ret og tilveiebringer en kanal for å produsere hydrokarbonene anbrakt innen formasjonen. Brønnhodesammenstillinger inkluderer også typisk undervannstrær, også kjent som ventiltrær, knyttet til den øvre enden av brønnhodehuset. Under-vannstrærne styrer og fordeler fluidene produsert fra brønnboringen. Subsea wellhead assemblies are typically used in the production of hydrocarbons extracted from subsurface formations below the seabed. Subsea wellhead assemblies generally comprise a wellhead housing located at a wellbore opening, where the wellbore extends through one or more hydrocarbon-producing formations. Well pipe and pipeline hangers are landed within the housing to support well pipe and production pipeline inserted into the wellbore. The well pipe lines the wellbore, thereby isolating the wellbore from the surrounding formation. Pipeline typically lies concentrically within the well pipe and provides a channel to produce the hydrocarbons located within the formation. Wellhead assemblies also typically include subsea trees, also known as valve trees, attached to the upper end of the wellhead casing. The underwater trees control and distribute the fluids produced from the well drilling.

Undervannstrær blir installert på brønnhodehuset, rørledningshodet eller rørledningsopphengsspolen ved å låse et løpende verktøy enten innen treets ho-vedspindel eller til den eksterne profilen og feste vaier eller borerør til det løpende verktøyet for å senke undervannstreet til brønnhodehuset. Én eller flere navle-strengsledninger kan så bli kjørt fra en arbeidsplattform til undervannstreet hvor navlestrengene kan bli knyttet til undervannstreet ved fjernstyrte kjøretøyer. Disse navlestrengene blir brukt for å tilveiebringe kraft, både hydraulisk og elektrisk, til undervannsstyringsmoduler for å styre funksjoner av undervannstrær, så som strømningsstyringsventiler, strupespjeld og andre hydrauliske anordninger i løpet av treinstallasjon, tilbake-inntreden, overhaling eller oppgivelse av brønnen. I tillegg kan navlestrenger bli brukt for å motta informasjon fra tresensorer i løpet av drift av undervannstreet. Motsatte ender av navlestrengene kan være knyttet til anordninger ved overflateplattformen eller alternativt til andre undervannsanord-ninger som tilveiebringer driftsmessig styring av ventiler innen undervannstreet. Disse navlestrengene kan være plassert ved undervannslokasjoner som er mange miles under havoverflaten. Én eller flere navlestrenger kan også bli brukt for å funksjons- eller trykkteste rørledningsopphengets løpende verktøy og landings- strengen. Dette systemet blir kjørt gjennom det borende marine stigerøret inn i enten brønnhodet eller treets hovedventilblokk. Således kan navlestrengene være konstruert for å motstå temperaturen og trykkene ved slike lokasjoner. I sin tur, kan dette forårsake at kostnaden av slike navlestrenger er ufattelig bratt, oppover fra multi-millioner dollar for konstruksjon av en navlestreng som er sterk nok og lang nok til å bli brukt ved undervannslokasjoner utvendig for et undervannsstige-rør. Subsea trees are installed on the wellhead casing, pipeline head or pipeline suspension spool by locking a running tool either within the tree's main spindle or to the external profile and attaching wire rope or drill pipe to the running tool to lower the subsea tree to the wellhead casing. One or more umbilical cords can then be run from a work platform to the underwater tree where the umbilical cords can be connected to the underwater tree by remotely controlled vehicles. These umbilicals are used to provide power, both hydraulic and electrical, to subsea control modules to control subsea tree functions such as flow control valves, choke valves and other hydraulic devices during tree installation, re-entry, overhaul or abandonment of the well. In addition, umbilical cords can be used to receive information from tree sensors during operation of the underwater tree. Opposite ends of the umbilical cords can be connected to devices at the surface platform or alternatively to other underwater devices that provide operational control of valves within the underwater tree. These umbilical cords can be located at underwater locations that are many miles below the surface of the ocean. One or more umbilicals can also be used to functionally or pressure test the pipeline suspension's running tools and the landing string. This system is run through the drilling marine riser into either the wellhead or the tree main valve block. Thus, the umbilical cords can be designed to withstand the temperature and pressures at such locations. In turn, this can cause the cost of such umbilicals to be unimaginably steep, upwards of multi-million dollars for the construction of an umbilical strong enough and long enough to be used at underwater locations external to a subsea riser.

Disse navlestrengene kan også være utsatt for spoleskade i løpet av drift. Når navlestrengene blir skadet går driftskostnadene betydelig opp ettersom navlestrengen må bli tatt opp, reparert og kjørt inn på nytt. Operatører kan opprettholde reservenavlestrenger og spoler for å ta fatt på potensiell skade til navlestrengen i løpet av innkjøring og drift gjennom navlestrengen. Dette kan igjen legge betydelig til kostnaden av brønndriften så vel som nødvendiggjøre ytterligere utstyr for å lagre reserve-navlestrengen ved overflateplattformen. Enda videre, der riggen kan bli fjernet fra brønnhodelokasjonen, kan det være nødvendig med ytterligere ad-ministrasjonssystemer for å opprettholde navlestrengen. Dette kan også legge betydelig til kostnadene for driften av brønnen. These umbilical cords may also be susceptible to coil damage during operation. When the umbilical cords are damaged, operating costs rise significantly as the umbilical cord must be taken up, repaired and reinserted. Operators may maintain spare umbilical cords and coils to address potential damage to the umbilical cord during run-in and operation through the umbilical cord. This in turn can add significantly to the cost of well operations as well as requiring additional equipment to store the spare umbilical at the surface platform. Furthermore, where the rig may be removed from the wellhead location, additional management systems may be required to maintain the umbilical. This can also add significantly to the costs of operating the well.

I løpet av overhalingsoperasjoner kan en overhalingsnavlestreng bli senket fra en flytende rigg eller arbeidsbåt og ledere fra overhalingsnavlestrengen blir knyttet til treet. Ytterligere navlestrenger kan også bli senket med overhalings- og kompletteringsverktøyer og anordninger. Disse navlestrengene elektrisk eller hydraulisk kraft til verktøyene og anordningene for drift innen brønnhodet og tre-sammenstillingene. Kjøring av flere navlestrenger for undervannsoperasjoner leg-ger betydelig til kostnadene for drift ettersom ytterligere spoler og utstyr er nød-vendig ved overflaten for å støtte de ytterligere navlestrengene. Det er derfor et behov for et system eller fremgangsmåte for å styre et undervannstre ved anvendelse av færre navlestrenger. During overhaul operations, an overhaul umbilical can be lowered from a floating rig or workboat and conductors from the overhaul umbilical attached to the tree. Additional umbilicals can also be lowered with overhaul and completion tools and devices. These umbilicals provide electrical or hydraulic power to the tools and devices for operation within the wellhead and tree assemblies. Running multiple umbilicals for underwater operations adds significantly to the cost of operation as additional spools and equipment are required at the surface to support the additional umbilicals. There is therefore a need for a system or method for controlling an underwater tree using fewer umbilicals.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

Disse og andre problemer blir generelt løst eller omgått, og tekniske fordeler blir generelt oppnådd, ved foretrukne utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse som tilveiebringer en fremgangsmåte for undervannsbrønnstyring ved et vertikalt undervannstre. 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 of subsea well control by a subsea vertical tree.

I samsvar med en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, er det vist en fremgangsmåte for å styre en undervannskompletterings- eller overhalingssam menstilling i en undervannsbrønn som har et vertikalt undervannstre som på kommuniserende måte er koplet med en undervannsstyringsmodul. Fremgangsmåten tilveiebringer det vertikale undervannstreet med minst én hovedventilblokkpassasje som fører fra en indre andel av en øvre spindel av en hovedventilblokk til en utside av det vertikale undervannstreet, hvori den minst ene hovedventilblokkpassasjen på kommuniserende måte kopler det vertikale undervannstreet med undervannsstyringsmodulen. Fremgangsmåten tilveiebringer også hovedventilblokken av det vertikale undervannstreet med minst én penetrering på den indre andelen av den øvre spindelen på kommuniserende måte koplet til den minst ene hovedventilblokkpassasjen. Enda videre tilveiebringer fremgangsmåten en landingssub som har minst én landingssubpassasje som strekker seg fra en landingssubpenetrering på en nedre andel av landingssuben og som forbinder den minst ene landingssubpassasjen til en navlestreng. Landingssuben blir kjørt undervanns for å lande landingssuben på hovedventilblokken og registrere landingssubpenetreringen med hovedventilblokkpenetreringen. Fremgangsmåten tilfører så minst én av hydraulisk fluidtrykk og elektrisk potensiale til undervannsstyringsmodulen gjennom navlestrengen, landingssubpassasje og hovedventilblokkpassasje. Fremgangsmåten utfører så minst én av undervannskompletteringsoperasjoner og undervannsoverhalingsoperasjoner med minst én av det hydrauliske fluidtrykket og det elektriske potensialet tilveiebrakt gjennom passasjene. In accordance with an embodiment of the present invention, a method is shown for controlling an underwater completion or overhaul assembly in an underwater well that has a vertical underwater tree that is connected in a communicating manner with an underwater control module. The method provides the vertical underwater tree with at least one main valve block passage leading from an inner portion of an upper stem of a main valve block to an outside of the vertical underwater tree, wherein the at least one main valve block passage communicatively couples the vertical underwater tree with the underwater control module. The method also provides the main valve block of the vertical underwater tree with at least one penetration on the inner portion of the upper spindle communicatingly coupled to the at least one main valve block passage. Still further, the method provides a landing sub having at least one landing subpassage extending from a landing subpenetration on a lower portion of the landing sub and connecting the at least one landing subpassage to an umbilical cord. The landing sub is driven underwater to land the landing sub on the main valve block and register the landing sub penetration with the main valve block penetration. The method then supplies at least one of hydraulic fluid pressure and electrical potential to the underwater control module through the umbilical, landing subpassage and main valve block passage. The method then performs at least one of underwater completion operations and underwater overhaul operations with at least one of the hydraulic fluid pressure and electrical potential provided through the passages.

I samsvar med en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, er det vist en fremgangsmåte for å styre en undervannskompletterings- eller overhalingssammenstilling i en undervannsbrønn som har et vertikalt undervannstre på kommuniserende måte koplet med en undervannsstyringsmodul. Fremgangsmåten tilveiebringer det vertikale undervannstreet med mange hovedventilblokkpassasjer som fører fra en indre andel av en øvre spindel av en hovedventilblokk til en utside av det vertikale undervannstreet hvori de mange hovedventilblokkpassasjene på kommuniserende måte kopler det vertikale undervannstreet med undervannsstyringsmodulen. Fremgangsmåten tilveiebringer også hovedventilblokken av det vertikale undervannstreet med mange penetreringer på den indre øvre spindelen som på kommuniserende måte er koplet med en respektiv passasje. Enda videre tilveiebringer fremgangsmåten en landingssub som har mange landingssubpassasjer som strekker seg fra mange tilsvarende landingssubpenetre-ringer på en nedre andel av landingssuben og knytter den minst ene landingssub passasjen til en navlestreng. Fremgangsmåten kjører landingssuben for å lande landingssuben på hovedventilblokken og registrere landingssubpenetreringene med hovedventilblokkpenetreringene og tilfører hydraulisk fluidtrykk, elektrisk potensiale og behandlingsfluider til undervannsstyringsmodulen gjennom navlestrengen, landingssubpassasjer og hovedventilblokkpassasjer. Fremgangsmåten utfører så minst én av undervannskompletteringsoperasjoner og undervannsoverhalingsoperasjoner med det hydrauliske fluidtrykket, det elektriske potensialet og behandlingsfluidene tilveiebrakt gjennom passasjene. In accordance with another embodiment of the present invention, a method is shown for controlling an underwater completion or overhaul assembly in an underwater well having a vertical underwater tree in a communicating manner coupled with an underwater control module. The method provides the vertical underwater tree with a plurality of main valve block passages leading from an inner portion of an upper stem of a main valve block to an exterior of the vertical underwater tree in which the plurality of main valve block passages communicatively couple the vertical underwater tree with the underwater control module. The method also provides the main valve block of the vertical underwater tree with multiple penetrations on the inner upper spindle which is communicatively coupled with a respective passage. Still further, the method provides a landing sub having a plurality of landing sub passages extending from a plurality of corresponding landing sub penetration rings on a lower portion of the landing sub and connecting the at least one landing sub passage to an umbilical cord. The procedure drives the landing sub to land the landing sub on the main valve block and register the landing sub-penetrations with the main valve block penetrations and supplies hydraulic fluid pressure, electrical potential and treatment fluids to the underwater control module through the umbilical, landing sub-passages and main valve block passages. The method then performs at least one of subsea completion operations and subsea overhaul operations with the hydraulic fluid pressure, electrical potential and treatment fluids provided through the passages.

I samsvar med enda en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, er det vist en undervannskompletterings- eller overhalingssammenstilling i en un-dervannsbrønn som har et vertikalt undervannstre med en hovedventilblokk som har en indre andel av en øvre spindel for å motta en landingssub. Sammenstillingen inkluderer minst én hovedventilblokkpassasje som fører fra den indre andelen av den øvre spindelen av hovedventilblokken til en utside av det vertikale undervannstreet, den minst ene hovedventilblokkpassasjen er videre på kommuniserende måte koplet til en undervannsstyringsmodul. Hovedventilblokken inkluderer minst én penetrering på den indre andelen av den øvre spindelen på kommuniserende måte koplet til den minst ene passasjen. Sammenstillingen inkluderer også en landingssub som har minst én landingssubpassasje som strekker seg fra en landingssubpenetrering på en nedre andel av landingssuben, og en navlestreng knyttet til landingssuben, den minst ene landingssubpassasjen er i kommunikasjon med navlestrengen. Landingssuben lander på hovedventilblokken og registrerer landingssubpenetreringen med hovedventilblokkpenetreringen. Minst ett av hydraulisk fluidtrykk, elektrisk potensiale og behandlingsfluider blir tilført til undervannsstyringsmodulen gjennom navlestrengen, landingssubpassasje og hovedventilblokkpassasje for å utføre minst én av undervannskomplettering og overhalingsoperasjoner med minst én av det hydrauliske fluidtrykket, det elektriske potensialet og behandlingsfluidene tilveiebrakt gjennom passasjene. In accordance with yet another embodiment of the present invention, there is shown a subsea completion or overhaul assembly in a subsea well having a vertical subsea tree with a main valve block having an inner portion of an upper spindle for receiving a landing sub. The assembly includes at least one main valve block passage leading from the inner portion of the upper spindle of the main valve block to an outside of the vertical underwater tree, the at least one main valve block passage being further communicatively coupled to an underwater control module. The main valve block includes at least one penetration on the inner portion of the upper stem communicatingly coupled to the at least one passage. The assembly also includes a landing sub having at least one landing subpassage extending from a landing subpenetration on a lower portion of the landing sub, and an umbilical connected to the landing sub, the at least one landing subpassage being in communication with the umbilical. The landing sub lands on the main valve block and registers the landing sub penetration with the main valve block penetration. At least one of hydraulic fluid pressure, electrical potential, and processing fluids are supplied to the subsea control module through the umbilical, landing subpassage, and main valve block passage to perform at least one of subsea completion and overhaul operations with at least one of the hydraulic fluid pressure, electrical potential, and processing fluids supplied through the passages.

En fordel ved en foretrukken utførelsesform er at den tilveiebringer en metode for å operere et undervanns vertikalt tre gjennom en undervannsstyringsmodul ved anvendelse av en enslig navlestreng kjørt fra overflaten med en landingssub. Dette eliminerer behovet for anvendelse av multiple navlestrenger, én kjørt separat med landingssuben for drift av landingssuben og én kjørt direkte til undervannsstyringsmodulen. I tillegg eliminerer de viste utførelsesformene behovet for ytterligere reserve-navlestrenger assosiert med undervannsstyringsmodulnavlestrengen. Enda videre eliminerer de viste utførelsesformene behovet for å ha ROVer hektet av fra andre sammenstillinger for å installere og kople fra en under-vannsstyringsmodulnavlestreng. De viste utførelsesformene reduserer også administrasjonskravene assosiert med navlestrenger ved å redusere det totale antall navlestrenger som er nødvendig i en intervensjons- eller overhalingsdrift, og reduserer derved installasjonstid og risiko. Alle disse faktorene bidrar til et mer effektivt og sikrere system som har reduserte kapitalkostnader for bruk og reduserte driftskostnader på grunn av den raskere og mer effektive installasjonsmetoden. An advantage of a preferred embodiment is that it provides a method of operating an underwater vertical tree through an underwater control module using a single umbilical run from the surface with a landing sub. This eliminates the need for the use of multiple umbilicals, one run separately with the landing sub for operation of the landing sub and one run directly to the underwater control module. In addition, the illustrated embodiments eliminate the need for additional backup umbilicals associated with the underwater control module umbilical. Still further, the illustrated embodiments eliminate the need to have ROVs unhooked from other assemblies to install and disconnect an underwater control module umbilical. The illustrated embodiments also reduce the management requirements associated with umbilical cords by reducing the total number of umbilical cords required in an interventional or overhaul operation, thereby reducing installation time and risk. All of these factors contribute to a more efficient and safer system that has reduced capital costs for use and reduced operating costs due to the faster and more efficient installation method.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

For at måten som kjennetegnene, fordelene og formålene ved oppfinnelsen, så vel som andre som vil bli åpenbare, blir oppnådd, og kan bli forstått mer detaljert, kan mer spesiell beskrivelse av oppfinnelsen kort oppsummert over bli fått ved referanse til utførelsesformene derav som er illustrert i de vedlagte tegningene som danner en del av denne spesifikasjonen. Det skal imidlertid legges merke til at tegningene bare illustrerer en foretrukken utførelsesform av oppfinnelsen og derfor ikke skal bli betraktet som begrensende for dens omfang ettersom oppfinnelsen kan tillate andre like effektive utførelsesformer. Figur 1 er en skjematisk representasjon av en undervannsbrønnkomplette-ring i samsvar med en utførelsesform. Figur 2 er skjematisk representasjon av undervannsbrønnkomplettering ifølge Figur 1 som illustrerer strømningsveier gjennom undervannsbrønnkomplet-teringen. Figur 2A er en alternativ utførelsesform av strømningsveiene ifølge Figur 2. Figur 3 er en skjematisk representasjon av en alternativ undervannsbrønn-komplettering som illustrerer strømningsveier gjennom undervannsbrønnkomplet-teringen i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen. In order that the manner in which the features, advantages and objects of the invention, as well as others which will become apparent, are achieved, and may be understood in more detail, more particular description of the invention may be briefly summarized above by reference to the embodiments thereof which are illustrated in the attached drawings which form part of this specification. However, it should be noted that the drawings only illustrate a preferred embodiment of the invention and therefore should not be considered as limiting its scope as the invention may permit other equally effective embodiments. Figure 1 is a schematic representation of an underwater well completion in accordance with an embodiment. Figure 2 is a schematic representation of underwater well completion according to Figure 1 which illustrates flow paths through the underwater well completion. Figure 2A is an alternative embodiment of the flow paths according to Figure 2. Figure 3 is a schematic representation of an alternative underwater well completion that illustrates flow paths through the underwater well completion in accordance with an embodiment of the invention.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSESFORMEN DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT

Foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet mer fullstendig etterpå her med referanse til de ledsagende tegningene som illustrerer utførelsesformer av oppfinnelsen. Denne oppfinnelsen kan imidlertid bli utformet i mange forskjellige former og skulle ikke bli betraktet som begrenset til de illustrerte utførelsesformene presentert heri. Disse utførelsesformene er snarere tilveiebrakt slik at denne rede-gjørelsen vil være grundig og fullstendig, og vil fullstendig fremføre omfanget av oppfinnelsen til fagpersonene. Like nummer refererer til like elementer gjennom det hele, og merkenotasjonen, hvis brukt, indikerer lignende elementer i alternative utførelsesformer. The present invention will now be described more fully hereinafter with reference to the accompanying drawings illustrating embodiments of the invention. However, this invention may be embodied in many different forms and should not be considered limited to the illustrated embodiments presented herein. Rather, these embodiments are provided so that this explanation will be thorough and complete, and will fully convey the scope of the invention to those skilled in the art. Like numbers refer to like elements throughout, and the mark notation, if used, indicates like elements in alternative embodiments.

I den følgende diskusjonen, er det presentert tallrike spesifikke detaljer for å tilveiebringe en grundig forståelse av foreliggende oppfinnelse. Det vil imidlertid være åpenbart for fagpersonene at foreliggende oppfinnelse kan bli praktisert uten slike spesifikke detaljer. I tillegg har for det meste detaljer angående boring av brønnboringen, brønnboringskomplettering, boreriggsdrift og lignende blitt utelatt ettersom slike detaljer ikke blir vurdert som nødvendige for å oppnå en fullstendig forståelse av foreliggende oppfinnelse, og er vurdert til å være innen ferdighetene for personer med erfaring innen det relevante faget. 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 can be practiced without such specific details. In addition, for the most part, details regarding drilling the wellbore, wellbore completion, drilling rig operation, and the like have been omitted as such details are not considered necessary to achieve a complete understanding of the present invention, and are considered to be within the skill of those skilled in the art the relevant subject.

Med referanse til Figur 1 ,er et undervannsbrønnhode 11 plassert innen en brønnboring 13 lokalisert ved en havbunnslokasjon 15. Brønnboringen 13 kan være foret eller omhyllet med en brønnrørstreng 17 som strekker seg fra brønnho-det til en lokasjon under overflaten. I tillegg kan en rørledningsstreng 19 være opphengt innen brønnboringen for produksjon av hydrokarboner fra brønnboring 13. I den illustrerte utførelsesformen, blir et vertikalt undervannstre 21 landet på brønnhode 11. Et undervannsstigerør 23 strekker seg fra vertikalt undervannstre 21 til en plattform 25 lokalisert på en havoverflate. Plattform 25 kan være en flytende rigg, et overhalingsfartøy eller lignende. En landingsstreng 26 kan strekke seg fra plattformen til vertikalt undervannstre 21 og støtte en landingssub 27 ved vertikalt undervannstre 21. En fagperson vil forstå at vertikalt undervannstre 21 inkluderer produksjonsporter (ikke vist) og ventiler (ikke vist) som forbindes til un-dervannsstrømningslinjer for å tillate strømning av brønnfluid til ytterligere produk-sjonsapparaturer lokalisert på havbunnen. En fagperson vil forstå at den skjema-tiske representasjonen ifølge Figur 1 kan omfatte en overhaling, en brønninterven-sjon, en brønnrekomplettering eller lignende. En fagperson vil også forstå at landingssub 27 kan omfatte et undervannstesttre og blowout-ventil sammenstilling, en åpent vann installasjonsanordning, så som et tre-kjørings-verktøy, håndteringsanordning, en nedre stigerørspakke, en nødutkoplingspakke eller lignende avhengig av de spesielle situasjonsmessige betingelser som brønnen opererer under. For eksempel, i alternative utførelsesformer, trenger stigerør 23 ikke å bli brukt. I disse utførelsesformene, kan åpne vann operasjoner og anordninger bli brukt. With reference to Figure 1, an underwater wellhead 11 is placed within a wellbore 13 located at a seabed location 15. The wellbore 13 may be lined or sheathed with a well pipe string 17 which extends from the wellhead to a location below the surface. In addition, a pipeline string 19 may be suspended within the wellbore for the production of hydrocarbons from the wellbore 13. In the illustrated embodiment, a vertical underwater tree 21 is landed on the wellhead 11. An underwater riser 23 extends from the vertical underwater tree 21 to a platform 25 located on an ocean surface. . Platform 25 can be a floating rig, an overhaul vessel or the like. A landing string 26 may extend from the platform to vertical subsea tree 21 and support a landing sub 27 at vertical subsea tree 21. One skilled in the art will appreciate that vertical subsea tree 21 includes production ports (not shown) and valves (not shown) that connect to subsea flow lines to allow the flow of well fluid to further production equipment located on the seabed. A professional will understand that the schematic representation according to Figure 1 can include an overhaul, a well intervention, a well re-completion or the like. One skilled in the art will also appreciate that the landing sub 27 may include a subsea test tree and blowout valve assembly, an open water installation device such as a tree driving tool, handling device, a lower riser package, an emergency disconnect package or the like depending on the particular situational conditions of the well. operates under. For example, in alternative embodiments, riser 23 need not be used. In these embodiments, open water operations and devices may be used.

Med referanse til Figur 2, er vertikalt undervannstre 21 skjematisk vist plassert på brønnhode 11. Vertikalt undervannstre 21 kan inkludere en rørledningsho-de-spole 29 plassert på brønnhode 11. Rørledningshode-spole 29 vil støtte et rør-ledningsoppheng 31 som en hovedventilblokk 33 vil være plassert på. En undervanns blowout-ventil 35 kan være plassert på vertikalt undervannstre 21. Som vist, vil landingssub 27 være plassert innen blowout-ventil 35 for å lande på hovedventilblokk 33. I utførelsesformen ifølge Figur 2, kan landingssub 27 omfatte et undervannstesttre. Brønnkompletteringen vil inkludere en sentral boring 28 som strekker seg gjennom vertikalt undervannstre 21, rørledningshode-spole 29, rørlednings-oppheng 31, hovedventilblokk 33 og undervanns blowout-ventil 35. I tillegg, kan brønnkompletteringen inkludere en ringromsstrømningsvei 30 som strekker seg gjennom vertikalt undervannstre 21, rørledningshode-spole 29, rørledningsopp-heng 31, hovedventilblokk 33 og undervanns blowout-ventil 35. Fluidstrømning gjennom sentral boring 28 og ringrom 30 kan bli styrt ved flere ventiler 32. With reference to Figure 2, vertical subsea tree 21 is schematically shown located on wellhead 11. Vertical subsea tree 21 may include a pipeline head spool 29 located on wellhead 11. Pipeline head spool 29 will support a pipeline hanger 31 as a main valve block 33 will be placed on. An underwater blowout valve 35 may be located on vertical underwater tree 21. As shown, landing sub 27 will be located within blowout valve 35 to land on main valve block 33. In the embodiment according to Figure 2, landing sub 27 may comprise an underwater test tree. The well completion will include a central bore 28 extending through vertical subsea tree 21, tubing head spool 29, pipeline hanger 31, main valve block 33 and subsea blowout valve 35. Additionally, the well completion may include an annulus flow path 30 extending through vertical subsea tree 21 , pipeline head spool 29, pipeline suspension 31, main valve block 33 and underwater blowout valve 35. Fluid flow through central bore 28 and annulus 30 can be controlled by several valves 32.

Hovedventilblokk 33 vil inkludere flere strømningsveier 37 som strekker seg fra en indre boring (ikke vist) av hovedventilblokk 33 til en lokasjon ekstern til den indre boringen av vertikalt undervannstre 21. Strømningsveier 37 kan omfatte hvil-ke som helst egnede undervannskommunikasjonslinjer som kan huse strømning av undervannsmaterialer, så som hydraulisk fluid, elektrisk potensiale eller kjemi-kalieinjeksjonsfluid. I den illustrerte utførelsesformen, er det fem strømningsveier 37, første og andre lavtrykksstrømningsveier, første og andre høytrykksstrøm-ningsveier og en kjemikalieinjeksjonsstrømningsvei. Hver strømningsvei 37 vil inkludere en isolasjonsventil 39. Isolasjonsventil 39 kan være en hvilken som helst egnet ventil slik at drift av isolasjonsventilen kan tillate og begrense strømning gjennom den tilsvarende strømningsveien 37. For eksempel kan isolasjonsventiler 39 omfatte sluseventiler, kuleventiler eller lignende. Strømningsveier 37 vil termi-nere ved penetreringer 41 i en indre andel av en øvre spindel 34 av hovedventilblokk 33. Øvre spindel 34 kan være en integrert andel av hovedventilblokk 33 eller, alternativt kan øvre spindel 34 være et separat element koplet til hovedventilblokk 33. I den illustrerte utførelsesformen, penetreringer 41 I den illustrerte utfø-relsesformen, omfatter penetreringer 41 hann- og hunn-andeler. Minst én av hann-og hunn-andelen av hver penetrering 41 vil være montert til den indre øvre spindel av hovedventilblokk 33. Main valve block 33 will include multiple flow paths 37 extending from an internal bore (not shown) of main valve block 33 to a location external to the internal bore of vertical underwater tree 21. Flow paths 37 may include any suitable underwater communication lines that can accommodate flow of underwater materials, such as hydraulic fluid, electrical potential or chemical-potassium injection fluid. In the illustrated embodiment, there are five flow paths 37, first and second low pressure flow paths, first and second high pressure flow paths and a chemical injection flow path. Each flow path 37 will include an isolation valve 39. Isolation valve 39 may be any suitable valve so that operation of the isolation valve may allow and restrict flow through the corresponding flow path 37. For example, isolation valves 39 may include gate valves, ball valves or the like. Flow paths 37 will terminate at penetrations 41 in an inner portion of an upper stem 34 of main valve block 33. Upper stem 34 may be an integral part of main valve block 33 or, alternatively, upper stem 34 may be a separate element connected to main valve block 33. the illustrated embodiment, penetrations 41 In the illustrated embodiment, penetrations 41 comprise male and female portions. At least one of the male and female portions of each penetration 41 will be fitted to the inner upper spindle of main valve block 33.

Landingssub 27 vil inkludere landingssubstrømningsveier 43. Landingssub 27 kan være den samme landingssuben brukt for å installere og teste rørlednings-oppheng 31 i brønnhode 11 eller en rørledningsspole eller landingssub 27 kan ha en forskjellig orienteringsmetode eller antall funksjoner. Landingssubstrøm-ningsveier 43 kan være dannet på en hvilken som helst egnet måte innen landingssub 27 og vil strekke seg fra en landingssubnavlestreng 45 til penetreringer 41 ved en nedre ende av landingssub 27. Som vist vil hver strømningsvei 43 sam-svare med en strømningsvei 37 av hovedventilblokk 33. Det motstående paret av hver penetrering 41 vil være montert til en nedre ende av landingssub 27 slik at når landingssub 27 lander på hovedventilblokk 33, vil hver penetrering 41 samsva-re med dens respektive par for å sørge for fluidkommunikasjon mellom respektive strømningsveier 37 og 43. Landingssubnavlestreng 45 vil strekke seg gjennom blowout-ventil 35 og stigerør 23 til plattform 25. Der kan høy- og lavtrykksfluider, sammen med kjemikalieinjeksjonssubstanser bli tilført til landingssubnavlestreng 45 for kommunikasjon med respektive strømningsveier 37 gjennom landingssub 27. I en utførelsesform kan elektrisk kraft og kommunikasjon bli tilført gjennom landingssubnavlestreng 45 til landingssubpassasjer 45 og strømningspassasjer 37. Landing sub 27 will include landing sub flow paths 43. Landing sub 27 may be the same landing sub used to install and test pipeline hanger 31 in wellhead 11 or a pipeline spool or landing sub 27 may have a different orientation method or number of features. Landing sub flow paths 43 may be formed in any suitable manner within landing sub 27 and will extend from a landing sub umbilical 45 to penetrations 41 at a lower end of landing sub 27. As shown, each flow path 43 will correspond to a flow path 37 of main valve block 33. The opposing pair of each penetration 41 will be mounted to a lower end of landing sub 27 so that when landing sub 27 lands on main valve block 33, each penetration 41 will correspond with its respective pair to provide fluid communication between respective flow paths 37 and 43. Landing sub umbilical 45 will extend through blowout valve 35 and riser 23 to platform 25. There, high and low pressure fluids, together with chemical injection substances may be supplied to landing sub umbilical 45 for communication with respective flow paths 37 through landing sub 27. In one embodiment, electrical power and communication be supplied through landing sub-umbilical cord 45 to landing underpasses 45 and flow passages 37.

I utførelsesformen ifølge Figur 2, kan en undervannsstyringsmodul 47 og en undervannstre stikkplate (stab plate) 49 være montert til undervanns vertikalt tre 21. Undervannsstyringsmodul 47 kan være en hvilken som helst egnet apparatur tilpasset til å operere funksjoner av undervanns vertikalt tre 21 og andre anordninger lokalisert i og omkring undervanns vertikalt tre 21. Undervannstre stikkplate 49 kan omfatte mange varme innstikk (stabs) tilpasset for å tillate at et fjernstyrt kjøretøy (ROV) interfererer med og tilveiebringer hydraulisk kraft og kjemikaliein-jeksjon til undervannstre 21 og undervannsstyringsmodul 47. De hydrauliske trykk-ledningene i strømningsveier 37 vil på kommuniserende måte være koplet til både undervannsstyringsmodul 47 og undervannstre stikkplate 49 gjennom mange T-stykker51. Hydraulisk fluid anvendt ved overflaten gjennom landingssubnavlestreng 45 kan forsyne undervannsstyringsmodul 47 med hydraulisk kraft for drift av undervannstre 21. På denne måten vil nødvendigheten av at en separat navlestreng som skal bli kjørt fra overflaten til undervannsstyringsmodul 47 bli fjernet, noe som tillater at all styring av undervanns vertikalt tre 21 blir gjennomført fra plattform 25 gjennom stigerør 23 og landingssub 27. In the embodiment according to Figure 2, an underwater control module 47 and an underwater tree plug plate (stab plate) 49 can be mounted to the underwater vertical tree 21. The underwater control module 47 can be any suitable apparatus adapted to operate functions of the underwater vertical tree 21 and other devices located in and around the underwater vertical tree 21. The underwater tree plug plate 49 may include multiple hot inserts (stabs) adapted to allow a remotely operated vehicle (ROV) to interfere with and provide hydraulic power and chemical injection to the underwater tree 21 and underwater control module 47. The hydraulic the pressure lines in flow paths 37 will be connected in a communicating manner to both underwater control module 47 and underwater wooden plug plate 49 through many T-pieces51. Hydraulic fluid applied at the surface through landing sub-umbilical 45 can supply underwater control module 47 with hydraulic power for operation of underwater tree 21. In this way, the necessity for a separate umbilical to be run from the surface to underwater control module 47 will be removed, allowing all control of underwater vertical tree 21 is carried out from platform 25 through riser 23 and landing sub 27.

I en alternativ utførelsesform, illustrert i Figur 2A, er T-stykker 51 ikke satt inn i strømningsveier 37. Strømningsveier 37 er i direkte fluidkommunikasjon med undervannstre stikkplate 49. En hydraulisk brodannende plate (bridging plate) 53 kan være koplet til undervannstre stikkplate 49. Hydraulisk brodannende plate 53 vil tilveiebringe fluidkommunikasjon mellom de hydrauliske strømningsveiene 37 og tilsvarende hydrauliske strømningsveier 55 som strekker seg fra undervannstre stikkplate 49 og undervannsstyringsmodul 47. Som beskrevet over med hensyn til Figur 2, kan hydraulisk kraft bli tilført til undervannsstyringsmodul 47 fra plattform 25 gjennom landingssubnavlestreng 45, landingssubstrømningspassasjer 43, strømningsveier 37 og strømningsveier 55. I en utførelsesform kan elektrisk kraft bli tilført til undervannsstyringsmodul 47 fra plattform 25 gjennom landingssubnavlestreng 45, landingssubstrømningspassasjer 43, strømningsveier 37 og strøm-ningsveier 55. In an alternative embodiment, illustrated in Figure 2A, T-pieces 51 are not inserted into flow paths 37. Flow paths 37 are in direct fluid communication with underwater wooden plug plate 49. A hydraulic bridging plate 53 can be connected to underwater wooden plug plate 49. Hydraulic bridging plate 53 will provide fluid communication between the hydraulic flow paths 37 and corresponding hydraulic flow paths 55 extending from the subsea thrust plate 49 and the subsea control module 47. As described above with respect to Figure 2, hydraulic power may be supplied to the subsea control module 47 from platform 25 through the landing sub-umbilical. 45, landing subflow passages 43, flow paths 37, and flow paths 55. In one embodiment, electrical power may be supplied to underwater control module 47 from platform 25 through landing sub umbilicals 45, landing subflow passages 43, flow paths 37, and flow paths 55.

Med referanse til Figur 3, i en alternativ utførelsesform, kan landingssub 27 omfatte en åpen vanninstallasjonsanordning så som et tre-kjørings-verktøy, en håndteringsanordning, en nedre stigerørspakke eller en nødutkoplingspakke. Landingssub 27 kan bli kjørt på en vaierledning 57 til lokasjonen illustrert i Figur 3. Som beskrevet over, kan landingssubnavlestreng 45 forsyne landingssub strøm-ningspassasjer 43 med hydraulisk kraft, elektrisk kraft og kjemikalieinjeksjonsma-terialer. Lignende utførelsesformen ifølge Figur 2, kan hydraulisk kraft og elektrisk kraft videre bli forsynt til undervannsstyringsmodul 47 gjennom strømningsveier 37. En fagperson vil erkjenne at utførelsesformen ifølge Figur 3 inkluderer anordningene av og opererer på en måte lignende utførelsesformen ifølge Figur 2 og Referring to Figure 3, in an alternative embodiment, landing sub 27 may include an open water installation device such as a tree-drive tool, a handling device, a lower riser package, or an emergency disconnect package. Landing sub 27 may be driven on a wireline 57 to the location illustrated in Figure 3. As described above, landing sub umbilical 45 may supply landing sub flow passages 43 with hydraulic power, electrical power and chemical injection materials. Similar to the embodiment according to Figure 2, hydraulic power and electrical power can further be supplied to underwater control module 47 through flow paths 37. A person skilled in the art will recognize that the embodiment according to Figure 3 includes the devices of and operates in a manner similar to the embodiment according to Figure 2 and

Figur 2A. Figure 2A.

Følgelig tilveiebringer de viste utførelsesformene en metode for å operere et undervanns vertikalt tre gjennom en undervannsstyringsmodul ved anvendelse av en enkelt navlestreng kjørt fra overflaten med en landingssub. Dette eliminerer behovet for anvendelse av flere navlestrenger, én kjørt separat med landingssuben for drift av landingssuben og én kjørt direkte til undervannsstyringsmodulen. I tillegg eliminerer de viste utførelsesformene behovet for ytterligere reserve-navlestrenger assosiert med undervannsstyringsmodulnavlestrengen. Enda videre eliminerer de viste utførelsesformene behovet for å ha ROVer hektet av fra andre sammenstillinger for å installere og koble fra en undervannsstyringsmodulnavle-streng. De viste utførelsesformene reduserer også administrasjonskravene asso siert med navlestrenger ved å redusere det totale antallet navlestrenger som er nødvendig i en intervensjons- eller overhalingsoperasjon, og reduserer derved installasjonstid og risiko. All disse faktorene bidrar til et mer effektivt og sikrere system som har reduserte kapitalutgifter for bruk og reduserte driftskostnader på grunn av den raskere og mer effektive installasjonsmetoden. Accordingly, the disclosed embodiments provide a method of operating an underwater vertical tree through an underwater control module using a single umbilical run from the surface with a landing sub. This eliminates the need for the use of multiple umbilicals, one run separately with the landing sub for operation of the landing sub and one run directly to the underwater control module. In addition, the illustrated embodiments eliminate the need for additional backup umbilicals associated with the underwater control module umbilical. Still further, the illustrated embodiments eliminate the need to have ROVs unhooked from other assemblies to install and disconnect an underwater control module umbilical. The illustrated embodiments also reduce the management requirements associated with umbilical cords by reducing the total number of umbilical cords required in an interventional or overhaul operation, thereby reducing installation time and risk. All these factors contribute to a more efficient and safer system that has reduced capital expenditure for use and reduced operating costs due to the faster and more efficient installation method.

Det blir forstått at foreliggende oppfinnelse kan ta mange former og utførel-sesformer. Det kan følgelig bli gjort mange variasjoner i det foregående uten å av-vike fra ånden eller omfanget av oppfinnelsen. Når en således har beskrevet foreliggende oppfinnelse ved referanse til visse av dens foretrukne utførelsesformer, blir det anført at de viste utførelsesformene er illustrerende snarere enn begrensende i natur og at en lang rekke variasjoner, modifikasjoner, endringer og substi-tusjoner er vurdert i den foregående redegjørelse og, i noen tilfeller kan noen kjennetegn ved foreliggende oppfinnelse bli anvendt uten en tilsvarende anvendelse av de andre kjennetegnene. Mange slike variasjoner og modifikasjoner kan bli vurdert som åpenbare og ønskede ved fagpersonene basert på en gjennom-gang av den foregående beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer. Det er følge-lig hensiktsmessig at de vedlagte kravene blir betraktet bredt og på en måte som er konsistent med omfanget av oppfinnelsen. It is understood that the present invention can take many forms and embodiments. Consequently, many variations can be made in the foregoing without deviating from the spirit or scope of the invention. Having thus described the present invention by reference to certain of its preferred embodiments, it is stated that the embodiments shown are illustrative rather than limiting in nature and that a large number of variations, modifications, changes and substitutions are contemplated in the foregoing description and, in some cases, some features of the present invention may be used without a corresponding application of the other features. Many such variations and modifications may be considered obvious and desired by those skilled in the art based on a review of the preceding description of preferred embodiments. It is therefore appropriate that the appended claims are considered broadly and in a manner that is consistent with the scope of the invention.

Claims

1. Method for controlling a subsea completion or overhaul assembly in a subsea well (13) having a subsea vertical tree (21) communicatively coupled with a subsea control module (47), the method comprising the steps of: (a) providing the subsea vertical tree (21) with at least one main valve block passage (37) leading from an inner portion of an upper spindle (34) of a main valve block (33) to an outside of the vertical underwater tree (21), wherein the at least one main valve block passage (37) in communicating way connects the underwater vertical tree (21) with the underwater control module (47); (b) providing the main valve block (33) of the vertical underwater tree (21) with at least one penetration (41) on the inner portion of the upper spindle (34) communicatingly coupled to the at least one main valve block passage (37); (c) providing a landing sub (27) having at least one landing subpassage (43) extending from a landing subpenetration (41) on a lower portion of the landing sub (27) and connecting the at least one landing subpassage (43) to an umbilical (45) ); (d) driving the landing sub (27) and the umbilical (45) from a floating platform (25) to land the landing sub (27) on the main valve block (33) and registering the landing sub penetration (41) with the main valve block penetration (41); (e) supplying the at least one of hydraulic fluid pressure and electrical potential to the underwater control module (47) through the umbilical (45), landing subpassage (43) and main valve block passage (37); and (f) performing at least one of underwater completion operations and underwater overhaul operations with at least one of the hydraulic fluid pressure and the electrical potential provided through the passages (43, 37).

2. The method of claim 1, wherein step (e) further comprises operating an isolation valve (39) on the at least one main valve block passage (37) to allow fluid flow through the at least one main valve block passage (37) to the underwater control module (47).

3. The method of claim 1, wherein: step (e) comprises supplying treatment fluids to the underwater control module (47) through the umbilical (45), landing subpassage (43) and main valve block passage (37); and step (f) comprises performing at least one of underwater completion operations and underwater overhaul operations with the treatment fluids provided through the passages.

4. Method according to claim 1, wherein the at least one main valve block passage (37) and the at least one landing sub passage (43) comprise many corresponding passages in communication through corresponding penetrations (41) in the main valve block (33) and the landing sub (27), step (e) includes supplying hydraulic fluid pressure and electrical potential to the underwater control module (47).

5. Method according to claim 1, wherein the landing sub (27) comprises an underwater test tree and step (d) comprises running the underwater test tree through a riser (23) extending from the vertical underwater tree (21) to the platform (25), the umbilical cord (45) runs through the riser (23).

6. Method according to claim 5, in which the underwater test tree is run through a blowout valve (35) located between the main valve block (33) and the riser (23).

7. Method according to claim 1, wherein the landing sub (27) is a lower riser package and step (d) comprises driving the lower riser package and the umbilical (45) through open water.

8. A method according to claim 1, wherein the landing sub (27) is an emergency disconnect package and step (d) comprises running the emergency disconnect package and umbilical cord (45) through open water.

9. Method according to claim 1, in which a remotely controlled vehicle can communicate with the at least one passage (37) through a hot plug plate (49) located underwater and adjacent to the underwater control module (47).

10. Method according to claim 9, in which the at least one passage (37) communicates with the underwater control module (47) through the hot plug plate (49) which is covered with a bridging plate (53) having flow passages which communicately connect the main valve block passages ( 37) which terminates at the hot plug plate (49) while the flow passages (55) extend between the hot plug plate (49) and the underwater control module (47).

11. A subsea completion or overhaul assembly in a subsea well having a vertical subsea tree (21) with a main valve block (33) having an inner upper spindle (34) for receiving a landing sub (27), comprising: at least one main valve block passage ( 37) leading from the inner portion of an upper spindle (34) of the main valve block (33) to an outside of the vertical underwater tree (21), the at least one main valve block passage (37) is further communicatively connected to an underwater control module (47) ; at least one penetration (41) on the inner portion of the upper spindle (34) communicatingly coupled to the at least one main valve block passage (37); a landing sub (27) having at least one landing sub passage (43) extending from a landing sub penetration (41) on a lower portion of the landing sub (27); an umbilical cord (45) connected to the landing sub (27), the at least one landing sub passage (43) being in communication with the umbilical cord (45); wherein the landing sub (27) lands on the main valve block (33) and registers the landing sub penetration (41) with the main valve block penetration (41); and wherein at least one of hydraulic fluid pressure and electrical potential is supplied to the subsea control module (47) through the umbilical (45), landing subpassage (43) and main valve block passage (37) to perform at least one of subsea completion and overhaul operations with at least one of the hydraulic fluid pressure and the electrical potential provided through the passages (43, 37).

12. Completion according to claim 11, wherein processing fluids are supplied to the underwater control module (47) through the umbilical (45), landing subpassage (43) and main valve block passage (37) to perform at least one of underwater completion and overhaul operations with the processing fluids supplied through the passages (37, 43 ).

13. Completion according to claim 11, wherein an isolation valve is located on the at least one main valve block passage (37) to allow fluid flow through the at least one main valve block passage (37) to the underwater control module (47).

14. Completion according to claim 11, in which the at least one main valve block passage (37) and the at least one landing sub passage (43) comprise many corresponding passages (37, 43) in communication through corresponding penetrations (41) in the main valve block (33) and the landing sub (27) .

15. Completion according to claim 11, in which: the landing sub (27) comprises an underwater test tree; a riser (23) extends from the underwater vertical tree (21) to the platform (25); and the underwater test tree and umbilical (45) are run through the riser (23).