NO324579B1

NO324579B1 - Plug pulling tool

Info

Publication number: NO324579B1
Application number: NO20055822A
Authority: NO
Inventors: John E Lawson
Original assignee: Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date: 2005-12-08
Filing date: 2005-12-08
Publication date: 2007-11-26
Also published as: EP1963613A1; WO2007067786A1; NO20055822L; NO20055822D0; AU2006321798A1; US20090236100A1

Abstract

Oppfinnelsen angår et plugg-trekkeverktøy for å hente eller sette plugger i en produksjonsrørhenger i et undervanns ventiltre. Trekkeverktøyet har en passasje (83) som står i forbindelse med det indre av et stigerør, og at passasjen har en åpning i sin nedre ende for utspyling av sand eller lignende (90) som befinner seg produksjonsrørhengeren.The invention relates to a plug-pulling tool for retrieving or inserting plugs in a production pipe hanger in a subsea valve tree. The pulling tool has a passage (83) which communicates with the interior of a riser, and that the passage has an opening at its lower end for flushing out sand or the like (90) located in the production pipe hanger.

Description

Oppfinnelsen angår en anordning for fjerning av plugger fra et undervanns ventiltre The invention relates to a device for removing plugs from an underwater valve tree

omfattende et verktøyhus med plugg-gripeinnretninger, og et kjøreverktøy for en produksjons-rørhenger. Oppfinnelsen angår også en fremgangsmåte for å fjerne avfall fra et undervanns ventiltre. comprising a tool house with plug grippers, and a driving tool for a production pipe trailer. The invention also relates to a method for removing waste from an underwater valve tree.

I den typen av ventiltrær som kalles et horisontalt ventiltre benyttes plugger for å tette den In the type of valve tree called a horizontal valve tree, plugs are used to seal it

vertikale passasjen gjennom produksjons-rørhengeren under produksjon av hydrokarboner. the vertical passage through the production pipe hanger during the production of hydrocarbons.

Pluggen er tilrettelagt for å kunne fjernes dersom det er ønskelig med adgang til brønnen, eksempelvis under brønnoverhalinger (workover). Slike plugger benevnes normalt vaierplugger da de er innrettet til å kunne hentes opp ved hjelp av en vaierenhet anordnet på et fartøy. Et problem med denne type ventiltrær er forekomsten av avfall på pluggene. The plug is arranged so that it can be removed if access to the well is desired, for example during well overhauls (workover). Such plugs are normally referred to as wire plugs as they are designed to be picked up using a wire unit arranged on a vessel. A problem with this type of valve stem is the presence of waste on the plugs.

Eksempler på slikt avfall er sand og skitt, avleiringer i form av rust- og kalkbelegg, samt små metallgjenstander. Examples of such waste are sand and dirt, deposits in the form of rust and limescale, as well as small metal objects.

Skrot eller avfall fra boring og komplettering akkumulerer på toppen av det horisontale Scrap or waste from drilling and completion accumulates on top of the horizontal

ventiltre og setter seg i den øvre boringen av produksjons-rørhengeren over pluggene. valve tree and seats in the upper bore of the production pipe hanger above the plugs.

Fjerning av avfallet er med dagens metoder kostbare og øker med større vanndybde og Removal of the waste is expensive with current methods and increases with greater water depth and

økende riggrater. Videre er på større vanndyp ofte det hydrostatiske trykk i stigerøret høyere enn brønntrykket. Dette gir en nedoverrettet kraft mot lasten på pluggen som kan bli større enn strekkstyrken i vaieren. Dette hindrer opphenting av pluggene. increasing rig rates. Furthermore, at greater water depths, the hydrostatic pressure in the riser is often higher than the well pressure. This gives a downward force against the load on the plug which can be greater than the tensile strength in the wire. This prevents the plugs from being picked up.

WO 01/73256 omhandler et horisontalt ventiltre av ovenfor beskrevne type, med et test-tre. WO 01/73256 deals with a horizontal valve tree of the type described above, with a test tree.

Der beskrives også midler for komplettering av brønnen, omfattende et produksjons-rørhenger-kjøreverktøy. Når test-treet skal hentes opp fra ventiltreet er det anordnet midler i form av en ventil som kan holdes åpen slik at fluid vil strømme igjennom annulus-passasjen og holde denne fri for avfall. Bakdelen med denne er at den er en passiv innretning og det er vanskelig å kontrollere om passasjen er ren. I tillegg dreier dette seg om en annulus-passasje som er svært mye mindre i størrelse enn produksjons-passasjen. It also describes means for completing the well, including a production pipe hanger driving tool. When the test tree is to be picked up from the valve tree, means are arranged in the form of a valve that can be kept open so that fluid will flow through the annulus passage and keep it free of waste. The downside of this is that it is a passive device and it is difficult to check whether the passage is clean. In addition, this concerns an annulus passage which is much smaller in size than the production passage.

En vanlig praksis for å rense ut avfall fra brønnhodet eller ventiltreet er å bruke et A common practice for cleaning out waste from the wellhead or valve tree is to use a

vaieropphengt "øsekar" (eng. "bailer") for å fjerne avfall. Den eksisterende praksis er imidlertid en mangelfull løsning på problemet fordi øsekaret først må kjøres for å se om skrot eller avfall er tilstede. Dersom skrot finnes må det deretter kjøres gjentagne ganger, hver gang fjernes bare toppen av skrotansamlingen, inntil det ikke tar med seg mer skrot, som dermed indikerer fjerning. All disse turene koster mer tid og penger i forhold til hvis fjerning kan oppnås uten denne egne vaieroperasjonen. cable-suspended "ladder" (eng. "bailer") to remove waste. However, the existing practice is a flawed solution to the problem because the ladle must first be run to see if scrap or waste is present. If scrap is present, it must then be run repeatedly, each time removing only the top of the scrap accumulation, until no more scrap is taken with it, which thus indicates removal. All these trips cost more time and money compared to the removal of which can be achieved without this separate wire operation.

Det er også mulig å bruke kveilrør slik at skrotet kan vaskes ut før vaieroperasjonen. Bruken It is also possible to use coiled pipes so that the scrap can be washed out before the wire rope operation. The usage

av kveilrør tillater en høyere trekkraft på pluggen og kan dermed overvinne noen av trykkproblemene mellom stigerør og brønnhode. Imidlertid er en svært kostbar løsning på of coiled tubing allows a higher pulling force on the plug and can thus overcome some of the pressure problems between riser and wellhead. However, is a very expensive solution to

grunn av at ekstra ustyr må mobiliseres og vanskeligheten med en slik operasjon. Spesielle trekkeverktøy kan også benyttes på tilsvarende måte. eller en pumpe due to the fact that additional equipment must be mobilized and the difficulty of such an operation. Special pulling tools can also be used in a similar way. or a pump

Oppfinnelsens formål er å frembringe et plugg-trekkeverktøy som også kan spyle ut og fjerne avleiringer fra pluggen før den trekkes, og gjøre dette i en eneste operasjon. Et verktøy av lignende type for bruk nede i brønner er eksempelvis kjent fra US patentskrift nr. 4382623. The purpose of the invention is to produce a plug-pulling tool which can also flush out and remove deposits from the plug before it is pulled, and do this in a single operation. A tool of a similar type for use down in wells is known, for example, from US patent document no. 4382623.

Dette omhandler et verktøy for å trekke en plugg i en brønnpakning. Plugg-trekkeverktøyet This concerns a tool for pulling a plug in a well packing. The plug-pull tool

har midler for å kunne vaske bort avfall fra toppen av pluggen slik at trekkeverktøyet kan festes sikkert til pluggen. I motsetning til foreliggende oppfinnelse, hvor avfallet må fjernes has means to be able to wash away waste from the top of the plug so that the pulling tool can be securely attached to the plug. In contrast to the present invention, where the waste must be removed

helt og helst hentes opp, kan dette avfallet (som er vasket av pluggen) uten problemer etterlates i brønnen, ved enten å samle seg rundt pakningen eller tillates å falle ned i brønnen. is completely and preferably picked up, this waste (which has been washed off the plug) can be left in the well without problems, by either collecting around the packing or being allowed to fall into the well.

Dette oppnås ved at verktøyet har en sentral passasje gjennom seg og at plugg-gripeinnretningene omfatter en innsnevret dyse for å vaske ut avleiringer eller avfall som befinner seg over pluggen. This is achieved by the tool having a central passage through it and the plug-grabbing devices comprising a narrowed nozzle to wash out deposits or waste that are located above the plug.

Ved at fjerningen av avfall kan gjøres i samme operasjon som trekking av pluggen oppnås en mer effektiv og rimeligere metode for å trekke plugger før overhalingsoperasjoner. By the fact that the removal of waste can be done in the same operation as pulling the plug, a more efficient and less expensive method of pulling plugs before overhaul operations is achieved.

Fordelaktig omfatter kjøreverktøyet (70) for produksjonsrørhengeren en sentral passasje (75), slik at trekkeverktøyet kan være anordnet tettende men bevegelig inne i nevnte passasje. Advantageously, the driving tool (70) for the production pipe trailer includes a central passage (75), so that the pulling tool can be arranged sealingly but movable inside said passage.

Ifølge et annet aspekt ved oppfinnelsen angår den en fremgangsmåte til fjerning av avleiringer eller avfall som består av følgende trinn: According to another aspect of the invention, it relates to a method for removing deposits or waste which consists of the following steps:

a. tilkobling av et marint stigerør og BOP til et undervanns juletre, a. connecting a marine riser and BOP to an underwater Christmas tree,

b. nedsenking av et kjøreverktøy gjennom stigerøret til ventiltreet, b. immersion of a driving tool through the riser of the valve tree,

c. nedsenking av et trekkeverktøy til inngrep med kjøreverktøyet, og c. lowering a pulling tool into engagement with the driving tool, and

d. pumpe et fluid ned stigerøret, hvor fluidet strømmer igjennom en passasje i trekkeverktøyet og gjennom en dyse for å vaske ut avleiringer i ventiltreet. d. pump a fluid down the riser, where the fluid flows through a passage in the pulling tool and through a nozzle to wash out deposits in the valve tree.

Her kan fordelaktig kjøreverktøyet og trekkeverktøyet senkes ned sammen som en enhet. Here, the driving tool and the pulling tool can advantageously be lowered together as a unit.

Oppfinnelsen skal i det følgende nærmere beskrives med henvisning til de medfølgende tegninger hvor Fig. 1 er et snitt som viser et undervanns testtre med installasjonsverkøty for en produksjonsrørhenger, In the following, the invention will be described in more detail with reference to the accompanying drawings where Fig. 1 is a section showing an underwater test tree with an installation tool for a production pipe hanger,

Fig. 2 er et snitt som viser verktøyet opphengt over produksjonsrørhengeren, Fig. 2 is a section showing the tool suspended above the production pipe hanger,

Fig. 3 er et snitt som viser verktøyet låst til vaierpluggen, Fig. 3 is a section showing the tool locked to the wire plug,

Fig. 4 er et snitt som viser verktøyet i en andre operasjonsmodus, Fig. 4 is a section showing the tool in a second operating mode,

Fig. 5 er et snitt som viser verktøyet i en tredje operasjonsmodus, Fig. 5 is a section showing the tool in a third operating mode,

Fig. 6 er et snitt som viser verktøyet i én fjerde operasjonsmodus, Fig. 6 is a section showing the tool in a fourth operating mode,

Fig. 7 er et snitt som viser en andre utføringsform av oppfinnelsen, og Fig. 7 is a section showing a second embodiment of the invention, and

Fig. 8 er et snitt tilsvarende fig. 7 som viser operasjonen for fjerning av pluggen. Fig. 8 is a section corresponding to fig. 7 showing the plug removal operation.

Idet det først vises til fig. 1 er en kompletterings-sammenstilling 10, som vanligvis er referert til som en horisontal ventiltre-komplettering, vist i installerings- eller workover-modus. I hver av disse operasjonsmoduser er et utblåsningshinder (BOP) 60 tilkoblet toppen av en produksjonsrørspole (eng. "tubing spool") 14 og et produksjonsrørhenger-kjøreverktøy 70 (THRT) er tilkoblet toppen av en produksjonsrørhenger 18. Et undervanns testtre (SSTT) 63 er vanligvis tilkoblet til toppen av THRT 70. BOP'en omfatter en intern boring 61, i det minste et sett lukkehoder 65 som er i stand til å tette mot THRT 70, og i det minste en kvele-og drepelinje 62 for fluidkommunikasjon mellom BOP boringen nedenfor lukkehodene og et fartøy (ikke vist). I det minste to ventiler 64 er anordnet for å sikre mot brønntrykk under lukkehodene 65. Denne kombinasjonen av BOP funksjoner og SSTT 63 utgjør en standard undervanns sikkerhetspakke for installasjons eller workover operasjonsmoduser. THRT 70 (eller SSTT 63) har en glatt boring 75 som er større enn pluggene 11,12 men mindre i diameter enn stigerør-SSTT boringen over og THRT boringen under. En landeskulder 74 er anordnet over eller under den reduserte boring 75.1 tillegg omfatter THRT 70 en boring 76, eller produksjonsport, og et produksjons-innstikk 71 som er tilknyttet produksjonsboringen 26 i produksjonsrørhengeren 18. Dette produksjons-innstikk kan fjernes, eller påvirkes til å beveges aksialt, for å åpne en strømningsvei fra produksjonsboringen 26 til strømningsporter 77 gjennom THRT 70 og ut gjennom kvele- og drepelinjen 62. Strømning er også mulig mellom utsiden av THRT 70 og BOP boringen 61. Alternativt, eller i tillegg, kan en hylseventil 72, eller annen type ventil, innbygges i THRT for å tillate strømning fra produksjonsboringen 26 gjennom THRT's interne boring 76 og portene 73 og ut gjennom kvele- og drepelinjen 62. Hver eller begge disse strømningsveiene kan benyttes for å fjerne skrot som har blitt vasket ut fra brønnen, spesielt fra toppen av de to lukkedelene 11,12. Disse lukkedelene er normalt vaierplugger. Det er kjent at når pluggene er fjernet kan fluid strømme i motsatt retning, dvs fra fartøyet, kan benyttes til å balansere ut trykket i brønnen, eller for å drepe brønnen. Denne muligheten er spesielt viktig hvis testtreet SSTT 63 har feilet og fluid ikke kan pumpes ned gjennom stigerøret. Referring first to fig. 1 is a completion assembly 10, commonly referred to as a horizontal valve tree completion, shown in installation or workover mode. In each of these modes of operation, a blowout preventer (BOP) 60 is connected to the top of a tubing spool 14 and a production tubing trailer travel tool (THRT) 70 is connected to the top of a production tubing trailer 18. A Subsea Test Tree (SSTT) 63 is typically connected to the top of the THRT 70. The BOP includes an internal bore 61, at least one set of closure heads 65 capable of sealing against the THRT 70, and at least one choke and kill line 62 for fluid communication between the BOPs the bore below the closure heads and a vessel (not shown). At least two valves 64 are provided to protect against well pressure below the shut-off heads 65. This combination of BOP functions and SSTT 63 constitutes a standard subsea safety package for installation or workover operation modes. THRT 70 (or SSTT 63) has a smooth bore 75 which is larger than plugs 11,12 but smaller in diameter than the riser SSTT bore above and the THRT bore below. A land shoulder 74 is arranged above or below the reduced bore 75. In addition, the THRT 70 comprises a bore 76, or production port, and a production plug 71 which is connected to the production bore 26 in the production pipe hanger 18. This production plug can be removed, or influenced to move axially, to open a flow path from the production well 26 to flow ports 77 through the THRT 70 and out through the choke and kill line 62. Flow is also possible between the outside of the THRT 70 and the BOP well 61. Alternatively, or in addition, a sleeve valve 72, or other type of valve, is built into the THRT to allow flow from the production well 26 through the THRT's internal bore 76 and ports 73 and out through the choke and kill line 62. Either or both of these flow paths can be used to remove cuttings that have been washed out of the well , especially from the top of the two closing parts 11,12. These closing parts are normally cable plugs. It is known that when the plugs are removed, fluid can flow in the opposite direction, i.e. from the vessel, can be used to balance out the pressure in the well, or to kill the well. This possibility is particularly important if the test tree SSTT 63 has failed and fluid cannot be pumped down through the riser.

I fig. 2 er vist et plugg-trekkeverktøy 80 opphengt ved at en skulder 85 er i sampassende inngrep med en landeskulder 74, som er en del av THRT 70. Trekkeverktøyet 80 kan fritt bevege seg oppover. Trekkeverktøyet 80kan kjøres med THRT, SSTT og stigerøret (ikke vist) og ikke festet til vaierenheten under installasjon. Alternativt kan verktøyet 80 installeres med vaierenheten etter THRT, SSTT og stigerøret. Verktøyet 80 er ustyrt med fiskenakke 81. Fiskenakken kan brukes til både å tilkoble vaierenheten fjernt i brønnen og manuelt på overflaten. Skrot 90, som typisk er kommet fra borestigerøret og BOP eller under kjøringen av THRT. SSTT og kompletterings-stigerøret samler seg oppå eller mellom pluggene 11,12 som vist på figuren. Verktøyet 80 har en diameter 84 som samvirker med den glatte boring med redusert diameter 75 for å hindre at fluid strømmer mellom utsiden av verktøyet 80 og kompletterings-stigerørets boring nedenfor boringen 75. Denne strømning kan eventuelt stoppes fullstendig ved å benytte tetninger på dette sted. Verktøyet 80 omfatter videre en vertikal strømningsport 83 som strekker seg fra, eller nær, verktøyets plugg-gripeinnretning 86 oppover til de horisontale strømningsporter 82 som fører ut til boringen av stigerøret ovenfor den glatte boringen 75. Når fluid pumpes ned gjennom stigerøret fra overflaten vil dette gi en jetstrømning nedover fra undersiden av verktøyet 80 for å vaske bort skrotet fra toppen av produksjonsrørhengeren 18 og pluggene 11,12. Skrotet kan transporteres op og ut gjennom kvele- og drepelinjen 62 eller andre slike linjer i BOP 60. Denne vaskingen kan utføres før THRT lander på rørhengeren 18. Etter at THRT er tilkoblet rørhengeren og produksjons-innstikket 71 og/eller hylseventilen 72 er åpnet vil vasking av skrotetet kunne fortsette selv om lukkehodene 65 i BOP er lukket for å tette annulus mellom THRT-SSTT og BOP boringen 61 slik at brønnen er plassert i sikker tilstand før fjerning av pluggene 11,12. In fig. 2 shows a plug pulling tool 80 suspended in that a shoulder 85 is in matching engagement with a landing shoulder 74, which is part of the THRT 70. The pulling tool 80 can freely move upwards. The pulling tool 80 can be run with the THRT, SSTT and riser (not shown) and not attached to the wire assembly during installation. Alternatively, the tool 80 can be installed with the wire assembly after the THRT, SSTT and the riser. The tool 80 is unguided with a fish neck 81. The fish neck can be used both to connect the wire unit remotely in the well and manually on the surface. Scrap 90, which has typically come from the drill riser and BOP or during the operation of the THRT. The SSTT and the completion riser collect on top of or between the plugs 11,12 as shown in the figure. The tool 80 has a diameter 84 which cooperates with the reduced diameter smooth bore 75 to prevent fluid from flowing between the outside of the tool 80 and the completion riser bore below the bore 75. This flow can optionally be completely stopped by using seals at this location. The tool 80 further comprises a vertical flow port 83 which extends from, or near, the tool's plug gripper 86 upwards to the horizontal flow ports 82 which lead out to the bore of the riser above the smooth bore 75. When fluid is pumped down through the riser from the surface, this provide a downward jet flow from the underside of the tool 80 to wash away the scrap from the top of the production pipe hanger 18 and the plugs 11,12. The scrap can be transported up and out through the choke and kill line 62 or other such lines in the BOP 60. This washing can be carried out before the THRT lands on the pipe hanger 18. After the THRT is connected to the pipe hanger and the production plug 71 and/or the sleeve valve 72 is opened will washing of the scrap could continue even if the closing heads 65 in the BOP are closed to seal the annulus between the THRT-SSTT and the BOP bore 61 so that the well is placed in a safe condition before removing the plugs 11,12.

I fig. 3 er vist trekkeverktøyet 80 låst til med låsemekanismen 86 til fiskenakken av den øvre plugg 12, etter at skrotet har blitt vasket bort. Låsemekanismen 96 for vaierenheten er låst til trekkeverktøyets fiskenakke 81 på tilsvarende måte. Standard operasjoner med slag og trekking har blitt utført for å stenge ventilen som lukker den horisontale strømningsport 82 for trekkeverktøyet 80. Her kan andre lukkeinnretninger som en enveisventil eventuelt benyttes. Kompletterings-stigerøret ovenfor den glatte boring 75 fylles automatisk med sjøvann, eller eventuelt et annet fluid, så som ferskvann, da stigerøret fylles opp når det kjøres ned. Kvele-og drepelinjen 62 gir kommunikasjon mellom BOP'ens boring nedenfor lukkehodene 65 og et fartøy (ikke vist) spyles ren og fylles med et kompletteirngsfluid med korrekt egenvekt slik at bunnhullstryket i brønnen balanseres ut. Ventilene 64 åpnes og det hydrostatiske trykk av kompletteirngsfluidet blir til stede fra under BOP lukkehoder 65 og den glatte boring 75 og toppen av den øvre pluggen 12. Dersom pluggen er fri, dvs ikke sitter fast i boringen til rørhengeren 18, kan området under pluggen ventileres eller trykksettes gjennom kontrollsystemet slik at pluggen kan trekkes opp til overflaten på normal måte. Det hydrostatiske trykk fra kompletteirngsfluidet i kvele- og drepelinjen 62 vil være høyere enn det hydrostatiske trykk i kompletterings-stigerøret. Dette trykkdifferensiale kan økes opp til en øvre grense i systemet ved å øke trykket i kvele- og drepelinjen 62. Fordi plugg- In fig. 3 shows the pulling tool 80 locked with the locking mechanism 86 to the fish neck of the upper plug 12, after the scrap has been washed away. The locking mechanism 96 for the wire assembly is locked to the pulling tool's fish neck 81 in a similar manner. Standard operations of punching and pulling have been performed to close the valve that closes the horizontal flow port 82 for the pulling tool 80. Here, other closing devices such as a one-way valve can optionally be used. The completion riser above the smooth bore 75 is automatically filled with seawater, or possibly another fluid, such as fresh water, as the riser is filled up when it is driven down. The choke and kill line 62 provides communication between the BOP's bore below the shut-off heads 65 and a vessel (not shown) is flushed clean and filled with a completion fluid of the correct specific gravity so that the bottom hole pressure in the well is balanced out. The valves 64 are opened and the hydrostatic pressure of the completion fluid becomes present from under the BOP closing heads 65 and the smooth bore 75 and the top of the upper plug 12. If the plug is free, i.e. not stuck in the bore of the pipe hanger 18, the area under the plug can be ventilated or pressurized through the control system so that the plug can be pulled up to the surface in the normal way. The hydrostatic pressure from the completion fluid in the choke and kill line 62 will be higher than the hydrostatic pressure in the completion riser. This pressure differential can be increased up to an upper limit in the system by increasing the pressure in the choke and kill line 62. Because plug-

trekkeverktøyet 80 har en diameter 84 som samvirker med med den glatte boringen 75, og denne diameter er større enn den utvendige diameter av pluggen 12, vil trykket fra kvele- og drepelinjen påføre en oppoverrettet kraft på trekkeverktøyet 80 og pluggen 12 som å er festet til dette. Den høyere densitet av kompletteringsfluidet i kvele- og drepelinjen gjør dermed at mindre krefter er nødvendig for vaierenheten på overflaten. Dette er omvendt av en normal situasjon og dermed spesielt gagnlig for større vanndyp og mindre brønnhodetrykk. the pulling tool 80 has a diameter 84 that cooperates with the smooth bore 75, and this diameter is greater than the outside diameter of the plug 12, the pressure from the choke and kill line will apply an upward force on the pulling tool 80 and the plug 12 to which it is attached this. The higher density of the completion fluid in the choke and kill line thus means that less force is required for the wire unit on the surface. This is the reverse of a normal situation and thus particularly beneficial for greater water depth and lower wellhead pressure.

Trekkeverktøyet 80 og den øvre plugg hentes opp til overflaten ved hjelp av vaierenheten på overflaten som normalt. Trekkeverktøyet 80, nå justert i lengden, senkes igjen ned til stilling for å vaske ut skrot fra toppen av den nedre plugg 11 og hente denne opp på samme måte som beskrevet for den øvre plugg 12. Når pluggene er fjernet kan produksjonsinnstikket 71 The pulling tool 80 and the upper plug are brought up to the surface using the wire unit on the surface as normal. The pulling tool 80, now adjusted in length, is again lowered into position to wash out scrap from the top of the lower plug 11 and pick it up in the same way as described for the upper plug 12. When the plugs have been removed, the production insert 71 can

og/eller hylseventilen 72 i THRT stenges og kompletterings- eller workover-operasj onene kan gå som normalt. and/or the sleeve valve 72 in the THRT is closed and the completion or workover operations can proceed as normal.

I fig. 4 er trekkeverktøyet 80 vist låst til plugg-låsemekanismen i fiskenakken til den øvre In fig. 4, the pulling tool 80 is shown locked to the plug locking mechanism in the fish neck of the upper one

plugg 12, på vanlig måte, etter at skrot har blitt vasket ut. Trekkeverktøyet 80 er opphengt fra en skulder 85 som hviler på en landeskulder 74, som er en del av THRT 70, spesielt innpasset med hylseventilen 72 i THRT. I denne konfigurasjonen blir pluggen 12 utsatt for den kombinerte trekkelast av vaierenheten på overflaten, den oppoverrettede kraft forårsaket av trykket fra kvele- og drepelinjen 62 og den oppoverrettede kraft fra aktueringsmekanismen for hylseventilen 72. Den oppoverrettede last fra landeskulderen kan bygges inn i hvilken som helst komponent i kompletterings-stigerøret, SSTT eller THRT. plug 12, in the usual way, after scrap has been washed out. The pulling tool 80 is suspended from a shoulder 85 which rests on a land shoulder 74, which is part of the THRT 70, specifically fitted with the sleeve valve 72 in the THRT. In this configuration, the plug 12 is subjected to the combined tensile load of the wireline assembly on the surface, the upward force caused by the pressure of the choke and kill line 62, and the upward force of the sleeve valve actuation mechanism 72. The upward load from the land shoulder can be built into any component in the completion riser, SSTT or THRT.

I fig. 5 er trekkeverktøyet 80 vist låst med låsemekanismen 86 i fiskenakken til den øvre In fig. 5, the pulling tool 80 is shown locked with the locking mechanism 86 in the fish neck of the upper one

plugg 12 etter at skrot har blitt vasket ut. Trekkeverktøyets 80 diameter 84, som samvirker med diameteren i den glatte boring 75 for å begrense eller tette mot strømning av fluid mellom den ytre diameter av trekkeverktøyet, har i denne utføringsform blitt erstattet med av en paknings-sammenstilling som kan økes i diameter for å tette boringen i kompletterings- plug 12 after scrap has been washed out. The diameter 84 of the pulling tool 80, which cooperates with the diameter of the smooth bore 75 to restrict or seal against the flow of fluid between the outer diameter of the pulling tool, has in this embodiment been replaced by a packing assembly which can be increased in diameter to seal the drilling in completion

stigerøret. Dette tillater verktøyet å vaske skrot og gir en kraft til å trekke pluggene ved hjelp av trykk fra kvele- og drepelinjen 62. Alle andre operasjoner er som beskrevet over. the riser. This allows the tool to wash scrap and provides a force to pull the plugs by pressure from the choke and kill line 62. All other operations are as described above.

I fig. 6 er vist et trekkeverktøy 80 låst til låsemekanismen 86 til den øvre plugg 12 etter at In fig. 6, a pulling tool 80 is shown locked to the locking mechanism 86 of the upper plug 12 after

skrot har blitt vasket ut. I denne utføringsformen har vaierenheten på overflaten har blitt erstattet med av en rørpigg 87. Kreftene for å trekke pluggene kommer fra trykket i kvele- og drepelinjen 62. De normale vaier kjøre- og frekkefunksjoner kan dermed bli erstattet med strømning ovenfra eller nedenfra rørpiggen 87 og på denne måten drive trekkeverktøyet 80 debris has been washed out. In this embodiment, the wire unit on the surface has been replaced by a pipe spike 87. The forces to pull the plugs come from the pressure in the choke and kill line 62. The normal wire driving and bracing functions can thus be replaced with flow from above or below the pipe spike 87 and in this way drive the pulling tool 80

og, når den er låst til det, pluggen, opp og ned i kompletterings-stigerøret. Alle andre operasjoner er som beskrevet over. and, when locked to it, the plug, up and down the completion riser. All other operations are as described above.

I fig. 7 er vist et trekkeverktøy 80 låst til låsemekanismen 86 til den øvre plugg 12 etter at In fig. 7 shows a pulling tool 80 locked to the locking mechanism 86 of the upper plug 12 after

skrot har blitt vasket ut. Kompletterings-stigerøret, SSTT og THRT har i denne utføringsform blitt erstattet med et borerør håndteringsstreng koblet til et enkelt rørformet hus 40. Huset eller borerør håndteringsstrengen kan omfatte en eller flere ventiler eller lukningselementer 47. Huset har en glatt (eller avtettet) boring 45 som er større enn pluggene 11,12 men av mindre diameter enn enn husets boring nedenfor den glatte boring 45. En landeskulder 44 er anordnet over eller under boringen 45.1 tillegg omfatter det rørformede huset en intern boring eller produksjonsport 46, og innstikk 41, som står i forbindelse med produksjonsboringen 26 i rørhengeren 18. Kreftene for å trekke pluggene kommer fra trykket i kvele- og drepelinjen 62 debris has been washed out. The completion riser, SSTT and THRT have in this embodiment been replaced with a drill pipe handling string connected to a single tubular housing 40. The housing or drill pipe handling string may comprise one or more valves or closing elements 47. The housing has a smooth (or sealed) bore 45 which is larger than the plugs 11,12 but of smaller diameter than the bore of the housing below the smooth bore 45. A land shoulder 44 is arranged above or below the bore 45.1 addition, the tubular housing includes an internal bore or production port 46, and insert 41, which stands in connection with the production bore 26 in the pipe hanger 18. The forces to pull the plugs come from the pressure in the choke and kill line 62

og, i tillegg til eller som erstatning for, ved å påføre et strekk i borerøret. Sammenstillingen, omfattende pluggen 12 eller 11 låst til trekkeverktøyet 80 hentes opp ved hjelp av borerøret gjennom borestigerøret etter at lukkehodene 65 i BOP er trukket tilbake. Alle andre operasjoner er som beskrevet over. and, in addition to or as a substitute for, by applying a stretch in the drill pipe. The assembly, comprising the plug 12 or 11 locked to the pulling tool 80 is picked up by means of the drill pipe through the drill riser after the closing heads 65 in the BOP have been withdrawn. All other operations are as described above.

I fig. 8 er vist et trekkeverktøy 80 låst til låsemekanismen 86 til den øvre plugg 12 etter at skrot har blitt vasket ut. Kompletterings-stigerøret, SSTT og THRT har i denne utføringsform blitt erstattet med et plugg-trekkeverktøy med rørformet føringshus 40. Huset, eller sammenstillingen festet til dette, kan omfatte en eller flere ventiler som utgjør sikkerhets lukkemekanismer 47. Huset omfatter en glatt (tetnings-)boring 45 som er større enn pluggene 11,12 men har mindre diameter enn husets boring under boringen 45. Videre omfatter huset en interna boring, eller produksjonsport, 46 og et innstikk 41 som står i forbindelse med produksjonsboringen 26 i rørhengeren 18. Kreftene for å trekke pluggene kommer fra trykket i kvele- og drepelinjen 62 og en kraft som kommer i tillegg eller i stedet for ved å tilføre trykk fra kvele- og drepelinjen 67 til under BOP lukkehodene 69, eller under andre tetningsinnretninger i BOP. Husets diameter i denne posisjon er større enn BOP'ens lukkehode 65 tetningsposisjon. Trykket fra kvele- og drepelinjen 67 produserer derfor en oppoverrettet kraft på huset 40 som igjen blir overført gjennom landeskulderen 44 og tekkeverktøyets skulder 85 for å trekke pluggen 12. Hekle sammenstillingen, inkludert pluggen 12 eller 11 låst til trekkeverktøyet 80 kan nå hentes opp gjennom borestigerøret etter at BOP'ens lukkehoder 65 og 69 har blitt åpnet, ved hjelp av borerør-håndteringsstrengen som er festet til huset 40. Alternativt kan trekkeverktøyet med pluggen 12 eller 11 låst til dette hentes opp uavhengig til fartøyet ved hjelp av overflate vaierenheten som normalt. Alle andre operasjoner er som beskrevet over. In fig. 8 shows a pulling tool 80 locked to the locking mechanism 86 of the upper plug 12 after scrap has been washed out. In this embodiment, the completion riser, SSTT and THRT have been replaced with a plug-pulling tool with a tubular guide housing 40. The housing, or the assembly attached to it, may comprise one or more valves which form safety closing mechanisms 47. The housing comprises a smooth (sealing )bore 45 which is larger than the plugs 11,12 but has a smaller diameter than the housing's bore under the bore 45. Furthermore, the housing includes an internal bore, or production port, 46 and an insert 41 which is in connection with the production bore 26 in the pipe hanger 18. The forces for pulling the plugs comes from the pressure in the choke and kill line 62 and a force that comes in addition to or instead of applying pressure from the choke and kill line 67 to the below BOP closure heads 69, or below other sealing devices in the BOP. The housing diameter in this position is greater than the BOP's closing head 65 sealing position. The pressure from the choke and kill line 67 therefore produces an upward force on the housing 40 which in turn is transmitted through the land shoulder 44 and the staking tool shoulder 85 to pull the plug 12. The crochet assembly, including the plug 12 or 11 locked until the pulling tool 80 can now be retrieved through the drill riser after the BOP's closure heads 65 and 69 have been opened, using the drill pipe handling string attached to the housing 40. Alternatively, the pulling tool with the plug 12 or 11 locked to this can be retrieved independently to the vessel using the surface wireline unit as normal. All other operations are as described above.

Claims

1. Device for removing plugs from an underwater valve tree comprising a tool housing (84) with plug-grabbing straps (86), and a driving tool (70) for a production pipe hanger, characterized in that the tool (70) has a central passage (83) through itself and that the plug-grabbing devices comprise a narrowed nozzle to wash out deposits that are located above a plug (11,12).

2. Anorcining as specified in claim 1, characterized in that the driving tool (70) comprises a central passage (75), and that the pulling tool is arranged sealingly but movable inside said passage.

3. Device as stated in claim 2, characterized in that the driving tool (70) comprises a shoulder (74)

4. Device as stated in claim 1 or 2, characterized in that the driving tool (70) comprises at least one flow port (77)

5. Device as stated in claim 1, characterized in that it comprises a passage which connects the narrowing port (77) with an external choke and kill line (62).

6. Procedure for removing deposits from an underwater valve tree, characterized in that it includes the following features: e. connecting a marine riser and BOP to an underwater Christmas tree, f. submerging a driving tool (70) through the riser to the valve tree, g. lowering a pulling tool (80) into engagement with the driving tool, and h. pumping a fluid down the riser, the fluid flowing through a passage in the pulling tool and through a nozzle to wash out deposits in the valve tree.

7. Method as stated in claim 7, characterized in that the pulling tool is lowered together with the driving tool.