NO318357B1

NO318357B1 - Device at risers

Info

Publication number: NO318357B1
Application number: NO20025671A
Authority: NO
Inventors: Olav Inderberg; Hans-Paul Carlsen
Original assignee: Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date: 2002-11-26
Filing date: 2002-11-26
Publication date: 2005-03-07
Also published as: NO20025671D0

Abstract

Et stigerør som strekker seg mellom et fartøy på overflaten og en undersjøisk brønn (1) omfatter i sin nedre ende en ringromspakning (33) anordnet mellom stigerøret (31) og et kveilrør (32). Ringromspakningen isolerer fluidet i stigerøret og fluidet i brønnen. Ved å fylle stigerøret med et fluid med en tetthet eller trykk som overstiger brønntrykket unngås migrering av hydrokarboner inn i stigerøret.A riser extending between a vessel on the surface and a subsea well (1) comprises at its lower end an annulus gasket (33) arranged between the riser (31) and a coiled tubing (32). The annulus gasket insulates the fluid in the riser and the fluid in the well. By filling the riser with a fluid with a density or pressure exceeding the well pressure, migration of hydrocarbons into the riser is avoided.

Description

Oppfinnelsen omhandler en anordning ved et stigerør, spesielt til bruk ved nødfrakobling for å unngå utslipp av hydrokarboner, hvor stigerøret strekker seg mellom en undervanns brønn og et fartøy og et kveilrør eller lignende føres gjennom stigerøret og ned i brønnen, idet en pakning for tetting av ringrommet mellom kveilrøret og stigerøret er plassert i stigerørets nedre ende. The invention relates to a device for a riser, especially for use in case of emergency disconnection to avoid the release of hydrocarbons, where the riser extends between an underwater well and a vessel and a coiled pipe or the like is led through the riser and down into the well, a gasket for sealing the annulus between the coil pipe and the riser is located at the lower end of the riser.

Operasjoner i havbunnsbrønner foregår vanligvis ved at det etableres en lukket søyle som forbinder brønnen med et fartøy på overflaten som vil gi en sikker adgang til brønnen. En slik søyle betegnes vanligvis som et stigerør eller stigerørsystem og omfatter ikke bare selve røret men også flere andre innretninger som i tillegg til selve røret er nødvendig for sikker adgang til brønnen. Alle operasjoner nede i brønnen foregår gjennom stigerøret idet dette danner en barriere mellom brønnfluider og det omgivende sjøvann. Stigerøret må derfor være dimensjonert for å kunne motstå høye brønntrykk. Motsatt kan en ukontrollert utblåsning gjøre at stigerøret fylles med gass fra brønnen noe som vil føre til at trykket inne i stigerøret synker tilnærmet mot null. Operations in seabed wells usually take place by establishing a closed column that connects the well with a vessel on the surface that will provide safe access to the well. Such a column is usually referred to as a riser or riser system and includes not only the pipe itself but also several other devices which, in addition to the pipe itself, are necessary for safe access to the well. All operations down in the well take place through the riser, as this forms a barrier between well fluids and the surrounding seawater. The riser must therefore be sized to withstand high well pressures. Conversely, an uncontrolled blowout can cause the riser to be filled with gas from the well, which will cause the pressure inside the riser to drop almost to zero.

Stigerørsystemet omfatter vanligvis en nedre stigerørspakke LRP (Lower Riser Package) med et antall ventiler for å stenge ned brønnen, og som dermed funksjonsmessig tilsvarer en boresikringsventil (BOP). Videre er anordnet en nødfrakoblingspakke EQDP (Emergency Quick Disconnect Package) og en bøyeskjøt (stress joint). I øvre ende av stigerøret, dvs i fartøyet, er vanligvis anordnet en overflate BOP. 1 tillegg kan stigerøret være utstyrt med bøyeledd, oppdriftselementer samt eventuelle andre innretninger for operasjoner på en havbunnsbrønn. The riser system usually comprises a lower riser package LRP (Lower Riser Package) with a number of valves to shut down the well, and which is thus functionally equivalent to a well protection valve (BOP). Furthermore, an emergency disconnection package EQDP (Emergency Quick Disconnect Package) and a bending joint (stress joint) are arranged. A surface BOP is usually arranged at the upper end of the riser, i.e. in the vessel. In addition, the riser can be equipped with flexures, buoyancy elements and any other devices for operations on a seabed well.

En metode for å utføre operasjoner nede i en brønn er å benytte en vaier eller et kveilrør til å senke et verktøy ned i brønnen. Kveilrøret føres gjennom stigerøret, ventiltreet og ned i brønnen. Arbeidene utføres på en "levende" brønn, dvs at brønnen er åpen helt opp til fartøyet med brønnfluider som har et trykk tilsvarende formasjonstrykket. Det kan, på samme måte som et borestigerør, fylles med et balansefluid som er så tungt at det balanserer formasjonstrykket men dette er ikke vanlig praksis. One method of carrying out operations down a well is to use a cable or a coiled pipe to lower a tool into the well. The coiled pipe is led through the riser, the valve tree and down into the well. The work is carried out on a "live" well, i.e. the well is open right up to the vessel with well fluids that have a pressure corresponding to the formation pressure. It can, in the same way as a drill riser, be filled with a balance fluid that is so heavy that it balances the formation pressure, but this is not common practice.

Brønnfluidene er ustabilisert, dvs at de har formasjonstrykk og inneholder gass. Gassen vil stige opp i fluidsøylen og vil, på grunn av det minskende trykk, utvide seg når den stiger oppover og selv små mengder gass kan skape problemer dersom stigerøret må frakobles brønnen i en nødssituasjon. En utblåsning skjer når store mengder gass stiger ukontrollert inn i stigerøret eller til og med opp i riggen og vil alltid forårsake farlige situasjoner. The well fluids are unstabilised, i.e. they have formation pressure and contain gas. The gas will rise in the fluid column and, due to the decreasing pressure, will expand as it rises and even small amounts of gas can cause problems if the riser has to be disconnected from the well in an emergency. A blowout occurs when large quantities of gas rise uncontrollably into the riser or even up the rig and will always cause dangerous situations.

Når operasjoner skal gjøres på brønner plassert på større havdyp, benyttes et fartøy som holdes i riktig posisjon ved hjelp av propellere og/eller trustere. Slike fartøy kalles dynamisk posisjonerte (DP) fartøy. Slike fartøy er svært avhengige av at alle systemer fungerer tilfredsstillende og vanlig praksis krever at de er utstyrt med flere systemer som sikkerhet mot at fartøyet ikke driver av fra sin posisjon. When operations are to be carried out on wells located at greater sea depths, a vessel is used which is held in the correct position by means of propellers and/or thrusters. Such vessels are called dynamically positioned (DP) vessels. Such vessels are highly dependent on all systems functioning satisfactorily and common practice requires them to be equipped with several systems as security against the vessel not drifting away from its position.

Under operasjoner fra et dynamisk posisjonert fartøy vil det kunne oppstå situasjoner hvor det blir nødvendig raskt å forlate posisjonen over brønnen. Dette kan være kontrollert, såsom et varsel om forverrede værforhold gjør det nødvendig å evakuere posisjonen, eller ukontrollert, i tilfelle noen av systemene feiler og fartøyet begynner å drive av posisjonen. En slik situasjon kan også oppstå ved plutselig dårlig vær men spesielt i situasjoner hvor fartøyets systemer ikke er i stand til å holde fartøyet i korrekt posisjon over brønnen. Konsekvensene av en slik situasjon kan være at hivkompenseringssystemet feiler eller at stigrøret kommer i en uakseptabel vinkel som medfører belastninger over stigerørets designlast. During operations from a dynamically positioned vessel, situations may arise where it becomes necessary to quickly leave the position above the well. This can be controlled, such as a warning of deteriorating weather conditions making it necessary to evacuate the position, or uncontrolled, in the event that any of the systems fail and the vessel begins to drift off position. Such a situation can also arise in the event of sudden bad weather, but especially in situations where the vessel's systems are unable to keep the vessel in the correct position over the well. The consequences of such a situation can be that the heave compensation system fails or that the riser comes at an unacceptable angle which causes loads above the riser's design load.

Slike situasjoner kan forårsake brudd i stigerøret. I slike situasjoner er det viktig at bruddet kommer på et sted hvor brønnens barrier forblir intakte. Such situations can cause a break in the riser. In such situations, it is important that the breach occurs in a place where the well's barrier remains intact.

Brudd på stigerøret kan forårsake skade på fartøyet og være farlig for personell i tillegg til å kunne forårsake miljøskader, dvs utslipp av hydrokarboner, hydraulisk fluid eller lignende. Dette kan skje på grunn av energien i det strekte stigerør og innholdet i stigerøret. En kompliserende faktor vil være til stede dersom stigerøret har et innvendig trykk med et ustabilisert fluid eller en blanding av gass og fluid. Fluidet som da strømmer ut av stigerørets nedre ende vil forårsake en oppoverrettet kraft som søker å presse stigerøret opp i riggen mot hivkompenseringen og dermed gjøre situasjonen mere ustabil. A break in the riser can cause damage to the vessel and be dangerous for personnel in addition to being able to cause environmental damage, i.e. release of hydrocarbons, hydraulic fluid or the like. This can happen due to the energy in the stretched riser and the contents of the riser. A complicating factor will be present if the riser has an internal pressure with an unstable fluid or a mixture of gas and fluid. The fluid that then flows out of the lower end of the riser will cause an upward force that seeks to push the riser up into the rig against the heave compensation and thus make the situation more unstable.

En kjent måte å avhjelpe dette på er å utstyre stigerøret med en nedre ventil (ret ai ner valve) som stenger før frakobling. Denne vil imidlertid måtte stå åpen mens kveilrøret befinner seg i brønnen og vil dermed ikke hindre at gass trenger inn i stigerøret. Et annet problem med en slik ventil er at under nødfrakoblingen, etter at kveilrøret er skjært av, må kveilrøret trekkes opp i stigerøret til det kommer ovenfor ventilen før den kan lukkes. I enkelte situasjoner kan man oppleve at man ikke har tid til dette. A known way to remedy this is to equip the riser with a lower valve (ret ai ner valve) which closes before disconnection. However, this will have to be left open while the coiled pipe is in the well and will thus not prevent gas from penetrating into the riser. Another problem with such a valve is that during the emergency disconnection, after the coil pipe has been cut, the coil pipe must be pulled up into the riser until it comes above the valve before it can be closed. In some situations, you may find that you do not have time for this.

Det er tidligere kjent å utstyre stigerøret med en pakning som tetter ringrommet mellom stigerøret og kveilrøret. En slik pakning er eksempelvis kjent fra US patent nr. 6 450 262. Slike pakninger har imidlertid kun vært brukt i forbindelse med boring for å omlede returslammet og har som formål å isolere slamsøylen i brønnen fra slamsøylen i stigerøret. Dermed unngås for høye slamvekter i borehullet, noe som kan medføre utilsiktet oppsprekking i formasjonen. Denne metoden er imidlertid uegnet i brønner med ustabiliserte brønnfluider da gass i så fall vil migrere inn i stigerøret og mulig forårsake farlige gassdannelser. It is previously known to equip the riser with a gasket that seals the annulus between the riser and the coiled pipe. Such a gasket is known, for example, from US patent no. 6,450,262. However, such gaskets have only been used in connection with drilling to divert the return mud and have the purpose of isolating the mud column in the well from the mud column in the riser. This avoids excessively high mud weights in the borehole, which could lead to unintentional cracking in the formation. However, this method is unsuitable in wells with unstabilized well fluids as gas will then migrate into the riser and possibly cause dangerous gas formations.

Formålet med oppfinnelsen er på en enkel måte å hindre gass i å trenge inn i stigerøret og på en enkel måte å opprettholde kontroll av sigerøret under nødfrakobling. Dette oppnås ved at ringrommet mellom kveilrøret og stigerøret er fylt med et fluid slik at trykket på oversiden av pakningen er større enn på undersiden. The purpose of the invention is in a simple way to prevent gas from entering the riser and in a simple way to maintain control of the riser during emergency disconnection. This is achieved by the annulus between the coil pipe and the riser being filled with a fluid so that the pressure on the upper side of the packing is greater than on the lower side.

Stigerøret kan enten være fylt med et fluid som er tyngre enn sjøvann. Alternativt kan ringromsfluidet trykksettes. The riser can either be filled with a fluid that is heavier than seawater. Alternatively, the annulus fluid can be pressurized.

Trykket i ringromsfluidet over pakningen må være høyere enn trykket under pakningen, dvs. brønntrykket, men denne trykkforskjellen er fortrinnsvis liten, eksempelvis mindre enn 100 kPa (1 bar). Dette gjør at påkjenningene på stigerøret og pakningen ikke blir for store samtidig som dette er tilstrekkelig for å hindre inntrenging av gass.. The pressure in the annulus fluid above the packing must be higher than the pressure below the packing, i.e. the well pressure, but this pressure difference is preferably small, for example less than 100 kPa (1 bar). This means that the stresses on the riser and the gasket do not become too great, while at the same time this is sufficient to prevent the ingress of gas.

Fordelaktig er stigerøret fylt med et fluid som ikke forårsaker skade på miljøet ved utslipp. Advantageously, the riser is filled with a fluid that does not cause damage to the environment when released.

Oppfinnelsen skal i det følgende nærmere beskrives med henvisning til de medfølgende tegninger, hvor In the following, the invention will be described in more detail with reference to the accompanying drawings, where

Fig. 1 viser et typisk stigerør og utstyr for brønnintervensjon, og Fig. 1 shows a typical riser and equipment for well intervention, and

Fig. 2 viser skjematisk en isolasjonsinnretning ifølge oppfinnelsen. Fig. 2 schematically shows an isolation device according to the invention.

Stigerørsystemet vist i fig. 1 er av en type som vanligvis er kalt et intervensjons stigerør, dvs at det er innrettet til å benyttes under operasjoner i en brønn etter at brønnen er ferdig komplettert og satt i produksjon. Det kan eksempelvis være operasjoner for å sette ned eller hente opp utstyr fra brønnen, stimulering av brønnen med kjemiske eller mekaniske midler osv. Et slikt stigerør er innrettet til å motstå høye trykk men er normalt mindre enn stigerøret som benyttes ved boreoperasjoner og er vanligvis ca 356 mm (14") utvendig diameter. The riser system shown in fig. 1 is of a type that is usually called an intervention riser, i.e. it is designed to be used during operations in a well after the well has been completed and put into production. For example, there may be operations to put down or retrieve equipment from the well, stimulation of the well with chemical or mechanical means, etc. Such a riser is designed to withstand high pressures but is normally smaller than the riser used in drilling operations and is usually approx. 356 mm (14") outside diameter.

Den konfigurasjon som er vist i fig. 1 er kun ment som et eksempel på slike typer stigerør og det skal forstås at det kan omfatte flere deler, eller at andre deler kan erstatte de viste deler. Stigerøret er vist festet til den øvre del av et undervanns ventiltre 1 som i sin tur er tilkoblet et brønnhode 2 som sitter i en føringsbasis 3. Sistnevnte danner fundamentet for brønnen 4 og hviler på sjøbunnen 5. The configuration shown in fig. 1 is only intended as an example of such types of risers and it should be understood that it may include several parts, or that other parts may replace the parts shown. The riser is shown attached to the upper part of an underwater valve tree 1 which in turn is connected to a wellhead 2 which sits in a guide base 3. The latter forms the foundation for the well 4 and rests on the seabed 5.

Stigerørsystemet omfatter, nedenfra og opp, en nedre stigerørspakke LRP 6, en nødfrakobler EQDP 7, en bøyeskjøt 8, røret 9, og et strekkledd 10. Røret 9 består av et antall rør som er skrudd eller på annen måte koblet sammen til dannelse av en langstrakt søyle. Strekkleddet 10 danner feste for vaiere 11 som igjen er festet til hivkompenseringssystemet 12. Dette sørger for å holde stigerøret i strekk noe som gjøres for å unngå for store lastpåkjenninger på brønnen. The riser system comprises, from bottom to top, a lower riser package LRP 6, an emergency disconnector EQDP 7, a bend joint 8, the pipe 9, and a tension joint 10. The pipe 9 consists of a number of pipes which are screwed or otherwise connected together to form a elongated column. The tensioning joint 10 forms an attachment for the cables 11 which are in turn attached to the heave compensation system 12. This ensures that the riser is kept in tension, which is done to avoid excessive load stresses on the well.

Hivkompenseringssystemet er av vanlig kjent type brukt til slike arbeider og vil derfor ikke bli beskrevet i detalj. Et slikt standard hivkompenseringssystem består av en stempel-sylinderanordning hvor den ene del, eksempelvis stempelet, er festet tit vaieren 11, mens den andre del er festet til fartøyet. The HIV compensation system is of a commonly known type used for such works and will therefore not be described in detail. Such a standard heave compensation system consists of a piston-cylinder device where one part, for example the piston, is attached to the wire 11, while the other part is attached to the vessel.

Fartøyet har et boredekk 13 som er det primære arbeidsområdet på fartøyet og en kjellerdekksåpning (moonpool) 14 gjennom hvilket utstyr senkes til havbunnen. Fartøyet omfatter videre ikke viste boretårn, kraner, operasjonssentral osv. The vessel has a drilling deck 13 which is the primary work area on the vessel and a basement deck opening (moonpool) 14 through which equipment is lowered to the seabed. The vessel also does not include the derricks, cranes, operations center etc. shown.

De øvre delene av stigerørsystemet omfatter en adapterskjøt 15 som danner overgang mellom røret 9 og en strekkramme 16 som igjen er opphengt i riggens drivverk 17. Inne i strekkrammen 16 er anordnet et overflate-ventiltre 18, en overflate-BOP 19 og en kveilrørsinjektor 20.1 boredekket 13 er montert en glide- eller sliteskjøt 21 som røret 9 føres igjennom for å unngå skader på røret. En navlestreng (ikke vist) fører ned til de nedre delene av stigerøret og omfatter hydrauliske og elektriske linje for kontroll av systemene på havbunnen. The upper parts of the riser system comprise an adapter joint 15 which forms a transition between the pipe 9 and a stretch frame 16 which is in turn suspended in the rig's drive mechanism 17. Inside the stretch frame 16 is arranged a surface valve tree 18, a surface BOP 19 and a coiled pipe injector 20.1 the drill deck 13, a sliding or wearing joint 21 is fitted through which the pipe 9 is passed to avoid damage to the pipe. An umbilical (not shown) leads down to the lower parts of the riser and includes hydraulic and electrical lines for controlling the systems on the seabed.

Fartøyet omfatter videre ikke viste boretårn, kraner, og annet utstyr som er vanlig på et fartøy. På, fartøyet er også plassert en operasjonssentral med en operatør som overvåker arbeidene i brønnen. I operasjonssentralen er anordnet en intelligent styringsenhet som mottar data og bearbeider disse. 1 fig. 2 er skjematisk vist en foretrukket utføringsform av isolasjonsinnretningen. Stigerøret 9 har en relativt tykk vegg 31. Kveilrøret 32 strekker seg gjennom stigerøret. Isolasjonsinnretningen i den foretrukne utførelse består av en enkel hylse 33 av et elastisk materiale, eksempelvis gummi, som omgir kveilrøret 32 og hviler tettende mot stigerørets vegg 31 slik at den terter ringrommet mellom kveilrøret og innerveggen i stigerøret. Gummihylse kan eksempelvis monteres på kveilrøret og blir med ned under nedføringen til den ligger an mot en stopp 34 i den nedre ende av stigerøret. En tilsvarende stopp 35 kan være montert på kveilrøret for å forhindre at hylsen glir oppover under nedføringen av kveilrøret. Dersom det er nødvendig å sirkulere fluid i brønnen kan denne fluid returneres via den vanlige strupe- eller kvelelinje som er en ledning på utsiden av stigerøret. The vessel also does not include shown derricks, cranes and other equipment that is common on a vessel. On, the vessel is also placed an operations center with an operator who monitors the work in the well. An intelligent control unit is arranged in the operations center which receives data and processes it. 1 fig. 2 schematically shows a preferred embodiment of the insulation device. The riser 9 has a relatively thick wall 31. The coiled pipe 32 extends through the riser. The insulation device in the preferred embodiment consists of a simple sleeve 33 of an elastic material, for example rubber, which surrounds the coil pipe 32 and rests tightly against the wall 31 of the riser so that it seals the annular space between the coil pipe and the inner wall of the riser. A rubber sleeve can, for example, be mounted on the coil pipe and stays with it during the descent until it rests against a stop 34 at the lower end of the riser. A corresponding stop 35 can be mounted on the coil tube to prevent the sleeve from sliding upwards during the lowering of the coil tube. If it is necessary to circulate fluid in the well, this fluid can be returned via the usual choke or choke line, which is a line on the outside of the riser.

I en alternativ utførelse kan isolasjonsinnretningen være en modifisert ringroms-ekspansjonspakning av en tilsvarende type som i en BOP eller en avlederventil. Den kan i så fall fordelaktig være montert i et eget skjøtestykke som kobles inn i stigerøret. Pakningen kan være innrettet slik at den er i avslappet tilstand under nedføring og tilkobling av stigerøret til brønnen. Etter at kveilrøret er ført gjennom stigerøret men før brønn ventilene er åpnet, blåses pakningen opp slik at den omgir kveilrøret og tetter ringrommet. En slik utførelse vil være mere gunstig når det er ønskelig å etablere en sirkulasjon i brønnen, dvs at fluid, eksempelvis behandlingsfluid, pumpes ned i brønnen gjennom kveilrøret og returnerer opp igjennom ringrommet. In an alternative embodiment, the isolation device may be a modified annulus expansion pack of a similar type as in a BOP or a diverter valve. In that case, it can advantageously be mounted in a separate joint that is connected to the riser. The gasket can be arranged so that it is in a relaxed state during lowering and connecting the riser to the well. After the coiled pipe has been passed through the riser but before the well valves are opened, the packing is inflated so that it surrounds the coiled pipe and seals the annulus. Such an embodiment will be more favorable when it is desired to establish a circulation in the well, i.e. that fluid, for example treatment fluid, is pumped down into the well through the coil pipe and returns up through the annulus.

En pakning som er helt tett vil gi stor friksjonsmotstand. En slik fullstendig tetning vil derfor gjøre det vanskelig å føre kveilrøret ned i brønnen da friksjonsmotstanden kan bli høy. I den foretrukne utførelsesform ligger derfor hylsen løst an mot kveilrøret. A seal that is completely tight will provide great frictional resistance. Such a complete seal will therefore make it difficult to lead the coiled pipe down into the well as the frictional resistance can be high. In the preferred embodiment, the sleeve therefore rests loosely against the coil tube.

Ringrommet mellom kveilrøret 32 og stigerøret 31 over pakningen er ifølge oppfinnelsen fylt med et fluid som gjør at trykket blir noe høyere på oversiden av pakningen enn trykket nedenfor. Dette har den ytterligere fordel at det ikke er nødvendig for pakningen å tette fullstendig mot kveilrøret. Det høyere trykk på oversiden av pakningen hindrer inntrenging av gass i stigerøret. Selv on noe fluid sannsynligvis vil lekke forbi pakningen og ned i brønnen er dette et mindre problem enn det motsatte. According to the invention, the annulus between the coil pipe 32 and the riser 31 above the gasket is filled with a fluid which causes the pressure to be somewhat higher on the upper side of the gasket than the pressure below. This has the further advantage that it is not necessary for the gasket to seal completely against the coiled pipe. The higher pressure on the upper side of the gasket prevents gas from entering the riser. Even if some fluid is likely to leak past the seal and into the well, this is less of a problem than the opposite.

Dette kan oppnås ved å benytte et fluid med passende tetthet slik at vekten av fluidsøylen over pakningen gir det ønskede trykk. Slike fluider er vel kjente i forbindelse med boring der det er viktig å ha et fluid som kan utbalansere formasjonstrykket. 1 en foretrukket utførelse benyttes imidlertid et "lett" fluid som er satt under trykk i stigerøret. På denne måten kan det benyttes miljøvennlige fluider, dvs fluider som ikke forurenser sjøen ved utslipp. Eksempler på slike fluid er vegetabilske og animalske oljer. Dette gir også muligheter til å benytte et hydratinhiberende fluid såsom glykol. This can be achieved by using a fluid with a suitable density so that the weight of the fluid column above the gasket gives the desired pressure. Such fluids are well known in connection with drilling, where it is important to have a fluid that can balance the formation pressure. In a preferred embodiment, however, a "light" fluid is used which is pressurized in the riser. In this way, environmentally friendly fluids can be used, i.e. fluids that do not pollute the sea when discharged. Examples of such fluids are vegetable and animal oils. This also gives opportunities to use a hydrate-inhibiting fluid such as glycol.

Dersom systemet bestemmer at en unormal situasjon er oppstått vil det iverksette nødprosedyrene. En slik prosedyre vil normalt omfatte følgende trinn: If the system determines that an abnormal situation has occurred, it will initiate the emergency procedures. Such a procedure would normally include the following steps:

- en avgjørelse om nødavstengning blir tatt, - a decision on emergency shutdown is made,

- starte lukking av skjærventiler for å skjære av (og eventuelt fastholde) kveilrøret, - start closing the shear valves to cut off (and possibly retain) the coil pipe,

- eventuelt aktuere pakningen for klemming rundt kveilrøret, - possibly actuate the gasket for clamping around the coil pipe,

- frakoble EQDP og blø av volumet mellom BOP ventil og fotventil - disconnect EQDP and bleed off the volume between BOP valve and foot valve

- frakobling av navlestreng, og - disconnection of the umbilical cord, and

- (eventuelt) avblødning av fluidet i stigerøret. - (possibly) bleeding of the fluid in the riser.

Siden stigerøret nå henger i kranen i riggen og er tyngre enn omgivelsen fordi det ikke er eller er svært lite, gass i stigerøret, kan man unngå reaksjonen ved at stigerøret presses opp i riggen og skaper farlige situasjoner. Når stigerøret er frakoblet vil det dermed bli hengende fra riggen og riggen kan bevege seg bort fra brønnen. Fluid vil nå lekke ut av stigerørets nedre ende men kun i små mengder. Ved at fluidet i stigerøret er et fluid som ikke er farlig for miljøet og dermed kan slippes ut i havet, kan nå kveilrøret trekkes opp etter at stigerøret er frakoblet og fluidet som lekker ut vil ikke gjøre skade. Since the riser now hangs in the crane in the rig and is heavier than its surroundings because there is no or very little gas in the riser, the reaction can be avoided by the riser being pushed up into the rig and creating dangerous situations. When the riser is disconnected, it will therefore be hanging from the rig and the rig can move away from the well. Fluid will now leak out of the lower end of the riser, but only in small quantities. As the fluid in the riser is a fluid that is not dangerous for the environment and can therefore be released into the sea, the coiled pipe can now be pulled up after the riser has been disconnected and the fluid that leaks out will not cause damage.

Claims

1. Device for a riser, especially for use during emergency disconnection to avoid the release of hydrocarbons, where the riser extends between an underwater well (4) and a vessel and a coiled pipe (32) or similar is led through the riser (9) and down into the well, a gasket (33) for sealing the annulus between the coil pipe (32) and the riser (31) is placed at the lower end of the riser, characterized in that the annulus is filled with a fluid so that the pressure on the upper side of the gasket is greater than on the lower side .

2. Device as stated in claim 1, characterized in that the gasket (33) is a rubber sleeve.

3. Device as stated in claim 1, characterized in that the seal (33) is an inflatable seal.

4. Device as specified in claim 2 or 3, characterized in that the gasket (33) comprises a one-way valve.

5. Device as specified in a preceding claim, characterized in that the pressure in the riser is higher than the external pressure.

6. Device as stated in claim 5, characterized in that the fluid has a density higher than the density of seawater.

7. Device as stated in claim 5, characterized in that the fluid is an environmentally friendly fluid.

8. Device as stated in claim 7, characterized in that the fluid is a hydrate-inhibiting fluid.