NO332409B1

NO332409B1 - Apparatus and method for isolating a section of a wellbore

Info

Publication number: NO332409B1
Application number: NO20080453A
Authority: NO
Inventors: Bard Martin Tinnen
Original assignee: Well Technology As
Priority date: 2008-01-24
Filing date: 2008-01-24
Publication date: 2012-09-17
Also published as: EP2245260A1; NO20080453L; EP2245260B1; US20100307774A1; WO2009093913A1

Abstract

Oppfinnelsen vedrører en anordning og en fremgangsmåte for isolering av en seksjon av et brønnhull, hvor anordningen innbefatter en områdepakning (1) og tilknyttede systemer (100, 10) for selektiv setting av minst ett øvre pakningselement (2), minst ett nedre pakningselement (3) og minst én forankringsanordning (4) for områdepakningen (1), hvori minst ett setteelement (10) for områdepakningen (1) opereres uavhengig av de andre setteelementer (100).The invention relates to a device and a method for isolating a section of a wellbore, the device comprising an area gasket (1) and associated systems (100, 10) for selectively setting at least one upper gasket element (2), at least one lower gasket element (3). ) and at least one anchorage device (4) for the area seal (1), wherein at least one seat element (10) for the area seal (1) is operated independently of the other seat elements (100).

Description

ANORDNING OG FREMGANGSMÅTE FOR Å ISOLERE EN SEKSJON AV ET BRØNNHULL DEVICE AND METHOD FOR ISOLATING A SECTION OF A WELL HOLE

Denne oppfinnelse angår en anordning og en fremgangsmåte for installasjon, setting og/eller operasjon av en verktøystreng i en brønn. Nærmere bestemt angår den foreliggende oppfinnelse en anordning og en fremgangsmåte for isolering av en seksjon av et brønnhull, hvor anordningen innbefatter en områdepakning og tilknyttede systemer for selektiv setting av minst ett øvre pakningselement, minst ett nedre pakningselement og minst én forankringsanordning for områdepakningen. En områdepakning er også kjent som en tandempakning eller dobbelpak-ning. This invention relates to a device and a method for installation, setting and/or operation of a tool string in a well. More specifically, the present invention relates to a device and a method for isolating a section of a wellbore, where the device includes an area packing and associated systems for selective setting of at least one upper packing element, at least one lower packing element and at least one anchoring device for the area packing. An area pack is also known as a tandem pack or double pack.

Bakgrunn Background

Områdepakninger brukes vanligvis for soneisolering i brønner Area packings are usually used for zone isolation in wells

relatert til produksjon av hydrokarboner. Typisk brukes områdepakninger for å stenge av uønsket produksjon som for eksempel vann eller i noen tilfeller gass, som kommer fra reservo-arsoner i en øvre eller midtre seksjon av brønnenes related to the production of hydrocarbons. Typically, area seals are used to shut off unwanted production such as water or in some cases gas, which comes from reservoirs in an upper or middle section of the well's

produksjonsintervall, slik at fluider, som for eksempel olje fra lavereliggende intervaller fremdeles kan produseres. Områdepakninger så lange som 50-100 meter og mer er i noen tilfeller blitt krevd for å stenge for uønsket produksjon. production interval, so that fluids, such as oil from lower-lying intervals, can still be produced. Area seals as long as 50-100 meters and more have in some cases been required to shut off unwanted production.

Fra publikasjonen US 6883610 er det kjent områdepaknings-systemer og fremgangsmåter for bruk av disse for nedihulls- operasjoner. Systemene innbefatter øvre og nedre tetnings-systemer som har fleksible tetningselementer som er hydraulisk og operativt tilkoplet hverandre, og som kan påvirkes av en økning i hydraulisk trykk for å sette tetningselementene ved et første hydraulisk trykknivå. From the publication US 6883610, area packing systems and methods for using these for downhole operations are known. The systems include upper and lower sealing systems having flexible sealing elements which are hydraulically and operatively connected to each other and which can be affected by an increase in hydraulic pressure to set the sealing elements at a first hydraulic pressure level.

Fra publikasjonene US 7066264, US 5291947, EP 473493 og CA 2515619 er det kjent ulike former for områdepakninger som brukes ved ulike brønnoperasjoner. From the publications US 7066264, US 5291947, EP 473493 and CA 2515619, various forms of area packings are known which are used in various well operations.

Kjent teknikks serviceoperasjoner for undervannsbrønner (Brønnintervensjon uten stigerør - RLWI) anvender skredder-sydde brønnservicefartøyer og -utstyr, som for eksempel undervanns lubrikatorer for å utføre service på undervannsbrøn-ner på en stadig mer kostnadseffektiv måte. På grunn av mangel på riktig teknologi lider imidlertid slike fremgangsmåter for undervannsbrønnservice fremdeles av markante rest-riksjoner vedrørende typer av operasjoner som kan utføres. Særskilt angår dette operasjoner som innebærer lange og store intervensjonsverktøystrenger. Som en følge av dette, er job-ben med å få lange områdepakninger inn i undervannsbrønner ved hjelp av en RLWI-operasjon en stor utfordring. Kjentteknik's service operations for underwater wells (Well intervention without risers - RLWI) use tailor-made well service vessels and equipment, such as underwater lubricators, to service underwater wells in an increasingly cost-effective manner. Due to a lack of the right technology, however, such subsea well servicing methods still suffer from marked restrictions regarding the types of operations that can be performed. This particularly concerns operations that involve long and large intervention tool strings. As a result, the job leg of getting long area packings into subsea wells using an RLWI operation is a major challenge.

Norsk patentsøknad NO 20051257, som eies av ansøkeren for den foreliggende søknad, fremlegger en fremgangsmåte for under-vannsbrønnintervensjon med meget lange verktøystrenger i forbindelse med RLWI-operasjoner og innbefattes heri ved henvis-ning. Norwegian patent application NO 20051257, which is owned by the applicant for the present application, presents a method for underwater well intervention with very long tool strings in connection with RLWI operations and is incorporated herein by reference.

I forhold til oppfinnelsen i henhold til den foreliggende søknad, ville oppfinnelsen som fremlegges i NO 20051257 i noen tilfeller for områdepakningsinstallasjon være utilstrek-kelig på grunn av følgende: Generelt når det gjelder områdepakninger er det for det meste ønskelig å ha en stor utvendig diameter (OD). • Dette kan gjelde produksjonsspørsmål; In relation to the invention according to the present application, the invention presented in NO 20051257 would in some cases be insufficient for area gasket installation due to the following: In general, when it comes to area gaskets, it is mostly desirable to have a large external diameter ( OD). • This may apply to production issues;

o Det er ønskelig at områdepakningen har så stor innerdiameter som mulig (ID) for å unngå stru-ping av produksjonsfluider som skal produseres gjennom områdepakningen etter installasjonen. o It is desirable that the area gasket has as large an inner diameter as possible (ID) to avoid throttling of production fluids to be produced through the area gasket after installation.

For å oppnå en stor ID, må OD'en være tilsvarende stor. • Det kan gjelde krav til senere operasjoner/service: o Hvis områdepakningens innerdiameter (ID) blir for liten, kan senere intervensjon bli problema-tisk, da verktøy med en viss størrelse og form ikke kunne bli i stand til å interveneres gjennom områdepakningen. • Det kan gjelde tekniske spørsmål med hensyn til områdepakningens aktuelle oppførsel etter installasjon. To achieve a large ID, the OD must be correspondingly large. • Requirements for later operations/service may apply: o If the inner diameter (ID) of the area seal becomes too small, later intervention may become problematic, as tools of a certain size and shape would not be able to intervene through the area seal. • There may be technical questions regarding the actual behavior of the area seal after installation.

o Hvis områdepakningens OD kan gjøres tilstrekkelig stor, innebærer dette at den fordrede radielle ekspansjon av pakningselementene (for å o If the OD of the area gasket can be made sufficiently large, this means that the required radial expansion of the gasket elements (to

danne en tetning mot brønnhullet) vil reduseres sammenliknet med en områdepakning med mindre OD. Dette er fordelaktig av mange grunner. For det første vil trykktåligheten være høyere for disse "lavekspansjons"-pakningene da lite "fritt pakningselement" blottes i ringrommet mellom områdepakningens metallkropp og brønnhullets (pro-duksj onsrør/forlengingsrør/foringsrør) indre form a seal against the wellbore) will be reduced compared to an area packing with a smaller OD. This is beneficial for many reasons. Firstly, the pressure resistance will be higher for these "low-expansion" packings as little "free packing element" is exposed in the annular space between the metal body of the area packing and the wellbore's (production pipe/extension pipe/casing) interior

diameter som områdepakningen er installert i. For det andre er lavekspansjonssystemer mindre kostbare og mer pålitelige enn høyekspansjons-systemer. Til slutt innebærer høyekspansjonssys- diameter in which the area gasket is installed. Second, low-expansion systems are less expensive and more reliable than high-expansion systems. Finally, high-expansion sys-

terner at områdepakningen har mindre ID, da økt veggtykkelse kreves for å tilveiebringe den nød-vendige radielle understøttelse for høyekspan-sjonspakningselementet og/eller -ankrene. terns that the area gasket has a smaller ID, as increased wall thickness is required to provide the necessary radial support for the high-expansion gasket element and/or anchors.

Som en konklusjon på den ovenstående punktliste, foretrekkes områdepakninger med stor OD fremfor høyekspansjonsområdepak-ningssystemer med mindre OD. As a conclusion to the above bulleted list, area packings with a large OD are preferred over high expansion area packing systems with a smaller OD.

Én hovedutfordring med det ovennevnte sett i relasjon til søknad NO20051257 er at kravene til en områdepakning med en stor utvendig diameter ville kunne komme i konflikt med kravene til et "sluserør" ("flush pipe") ifølge søknaden NO20051257. Da sluserøret ville måtte lages med en OD som er mindre enn ID'en til produksjonsrøret i brønnen nedenfor brønnhodet, ville ID'en til sluserøret følgelig bli mindre enn ID'en til produksjonsrøret. Hvis derfor et sluserør skul-le anvendes for utsetting av en lang områdepakning i en un-dervannsbrønn, kunne dette medføre at kravet til pakningselement ene er at de måtte ha liten OD og være av høyekspansjonstypen, hvilket er uønsket i henhold til argu-mentasjonen ovenfor. One main challenge with the above set in relation to application NO20051257 is that the requirements for an area seal with a large external diameter could come into conflict with the requirements for a "flush pipe" according to application NO20051257. As the sluice pipe would have to be made with an OD that is smaller than the ID of the production pipe in the well below the wellhead, the ID of the sluice pipe would consequently be smaller than the ID of the production pipe. If, therefore, a sluice pipe were to be used for placing a long area packing in an underwater well, this could mean that the requirement for packing elements is that they have to have a small OD and be of the high expansion type, which is undesirable according to the argument above .

For å takle denne særskilte utfordring, fremlegges det i søk-nad NO20051257 at selve områdepakningens ytre kropp kunne oppfylle den samme funksjon som sluserøret ved såkalt lubri-sering av verktøystrengen inn i brønnen. Dette ville løse ett problem, men frembringe et annet: Det er kjent for de som har kunnskap i faget at en områdepakning normalt settes ved hjelp av et sette-verktøy som har samme lengde som selve områdepakningen. • Et setteverktøy innbefatter vanligvis en toppseksjon (inkludert kraftmodulen), en sentrisk, rørformet stålstang som løper hele veien fra setteverktøyet og til et punkt under det nederste områdepakningsele-ment, og en sammenfellbar stamme i bunnen. • Slike setteverktøy har ofte en resulterende stor ujevn form som ikke kan settes ut gjennom en dynamisk tetning uten et sluserør (se søknad NO20051257). • Derfor kunne spørsmålet om å bringe et tradisjonelt setteverktøy ut av brønnen etter at en områdepakning er satt inn, representere en større utfordring i relasjon til oppfinnelsen ifølge søknad NO20051257, og hovedgrunnen er at uten et sluserør i henhold til ideen bak søknaden NO2.0051257, ville det være umulig å lubrisere et ujevnt formet verktøy (det vil si set-teverktøyet i dette tilfelle) ut av brønnen. In order to tackle this particular challenge, it is submitted in application NO20051257 that the outer body of the area seal itself could fulfill the same function as the sluice pipe by so-called lubrication of the tool string into the well. This would solve one problem, but create another: It is known to those skilled in the art that a area gaskets are normally set using a setting tool that has the same length as the area gasket itself. • A setting tool typically includes a top section (including the power module), a concentric, tubular steel rod running all the way from the setting tool to a point below the bottom area packing element, and a collapsible stem at the bottom. • Such setting tools often have a resulting large uneven shape that cannot be set out through a dynamic seal without a sluice pipe (see application NO20051257). • Therefore, the question of bringing a traditional setting tool out of the well after an area packing has been inserted could represent a greater challenge in relation to the invention according to application NO20051257, and the main reason is that without a sluice pipe according to the idea behind application NO2.0051257, it would be impossible to lubricate an unevenly shaped tool (that is, the setting tool in this case) out of the well.

Det er derfor et formål med den foreliggende oppfinnelse å It is therefore an object of the present invention to

tilveiebringe en anordning og en fremgangsmåte for utsetting, operasjon og/eller installasjon av en rekke "utfordrende" objekter som for eksempel lange objekter med stor utvendig diameter som for eksempel en områdepakning i en undervannsbrønn. providing a device and a method for the deployment, operation and/or installation of a number of "challenging" objects such as long objects with a large external diameter such as an area seal in an underwater well.

Videre er det et formål med den foreliggende oppfinnelse å Furthermore, it is an object of the present invention to

tilveiebringe en anordning og en fremgangsmåte for utsetting, operasjon og/eller installasjon av en rekke "utfordrende" objekter som for eksempel lange objekter med stor utvendig diameter som for eksempel en områdepakning i brønner generelt. providing a device and a method for setting out, operating and/or installing a number of "challenging" objects such as long objects with a large external diameter such as an area packing in wells in general.

Eksisterende fremgangsmåter Existing procedures

I tilfeller hvor oppriggingshøyden over brønnhodet er tilstrekkelig, som den vil være på noen plattformer, landbrønner og offshore boreriggoperasjoner som involverer et stigerør, kunne hele områdepakningen med setteverktøy sammenstilles, interveneres og installeres i en kjøring. Basert på den relevante teknikk som brukes for sammenstilling av en områdepakning og setteverktøyet, kan sammenstillingsoperasjoner bli vanskelige på grunn av behovet for å sammenstille seksjoner av et setteverktøys senterstang inne i områdepakningskroppens tilsvarende seksjoner (det vil si sammenstilling av gjenget stang inne i gjenget rør). Derfor kan risikoen for å miste komponenter inn i brønnen under tilrigging så vel som tiden det tar å sammenstille områdepakningen bli betydelige. In cases where the rigging height above the wellhead is sufficient, as it will be on some platforms, onshore wells and offshore drilling rig operations involving a riser, the entire area package with setting tools could be assembled, intervened and installed in one run. Based on the relevant technique used for assembly of an area gasket and the setting tool, assembly operations may become difficult due to the need to assemble sections of a setting tool's center rod inside the area gasket body's corresponding sections (ie assembly of threaded rod inside threaded pipe). Therefore, the risk of losing components into the well during rigging as well as the time it takes to assemble the area pack can be significant.

Videre er det kjent at lengdemessig ekspansjon av senterstangen under operasjon av setteverktøyet kan forverre selve setteoperasjonen. Derfor kan lengdemessig ekspansjon av senterstangen (på grunn av settekraften som påføres av sette-verktøyets kraftkammer) komme i konflikt med kravet til at setteverktøyet skal tilveiebringe en viss avstand for kompre-sjon/slag for områdepakningen for å sette denne. Til sammen er det. mange grunner til at nåværende områdepakningssette-verktøy som omfatter en lang senterstang, kan påtvinge nega-tive aspekter på områdepakningssetteoperasjonen. Furthermore, it is known that longitudinal expansion of the center rod during operation of the setting tool can worsen the setting operation itself. Therefore, longitudinal expansion of the center rod (due to the setting force applied by the setting tool's power chamber) may conflict with the requirement for the setting tool to provide a certain distance for compression/stroke for the area gasket to set it. Altogether it is. many reasons why current area packing kit tools that include a long center rod can impose negative aspects on the area packing kit operation.

I andre tilfeller, som omfatter brønner hvor det er begrensninger på hvor lange verktøylengder som kan settes inn i én kjøring, vil eksisterende midler for å bringe lange områdepakninger inn i brønnen innebære oppdeling av den relevante områdepakning i mange seksjoner og installasjon av hver seksjon i en egen kjøring, og så sette seksjonene sammen nedi-hulls ved hjelp av såkalte stingeroverganger. Spesielt ville slike fremgangsmåter gjelde for undervannsbrønnservice (RLWI-operasjoner) hvor lubrikatorplass er begrenset. Slike operasjoner blir ofte meget tidkrevende og kostbare. In other cases, involving wells where there are limitations on how long tool lengths can be inserted in one run, existing means of bringing long area packs into the well would involve dividing the relevant area pack into many sections and installing each section in a own driving, and then put the sections together down-holes using so-called stinger transitions. In particular, such methods would apply to subsea well service (RLWI operations) where lubricator space is limited. Such operations are often very time-consuming and expensive.

For en undervannsbrønnoperasjon vil oppdeling av en områdepakning i atskilte deler innebære mange kjøringer i hullet for å installere områdepakningen. Dette betyr tilleggstid og -kost når det gjelder driften. Kostnader for denne slags operasjon kan lett bli betydelige, og muligens i en slik grad at operasjonen bedømmes som uøkonomisk. Således kan viktig for-byggende arbeid i brønnene bli sløyfet på grunn av nevnte kostnadsbetraktninger. For a subsea well operation, splitting a zone pack into separate parts will involve many runs in the hole to install the zone pack. This means additional time and cost when it comes to operations. Costs for this kind of operation can easily become significant, and possibly to such an extent that the operation is judged uneconomical. Thus, important preparatory work in the wells may be omitted due to the aforementioned cost considerations.

Det er således et behov for forbedrede setteverktøykonstruk-sjoner for områdepakninger og andre liknende brønnservice-verktøy som gjør dem kortere og lettere å sammenstille og å operere. There is thus a need for improved setting tool constructions for area packings and other similar well service tools that make them shorter and easier to assemble and operate.

I lys av dette så er potensialet for økonomiske innsparinger som oppfinnelsen representerer, betydelig. In light of this, the potential for financial savings that the invention represents is considerable.

Oppfinnelsens formål Purpose of the invention

Oppfinnelsens formål er å tilveiebringe et nytt og alternativt system og en fremgangsmåte for å installere og operere lange og store brønnserviceverktøy, som for eksempel områdepakninger, i undervannsbrønner så vel som i andre relevante brønntilfeller. The purpose of the invention is to provide a new and alternative system and method for installing and operating long and large well service tools, such as area packings, in underwater wells as well as in other relevant well cases.

Ett hovedtrekk ved oppfinnelsen, som vedrører områdepakninger, er fjerningen av behovet for et setteverktøy av liknende lengde som områdepakningen. Den foreslåtte måten å oppnå dette på er å tilveiebringe en autonom setting av én eller flere komponenter slik som det nedre pakningselement og ankeret. I en foretrukket utførelse operatørstyres slik autonom setting ved hjelp av et trådløst signal som sendes for å aktivere de aktuelle komponenter på det fastsatte tidspunkt for installasjon. One main feature of the invention, which relates to area gaskets, is the removal of the need for a setting tool of similar length to the area gasket. The proposed way of achieving this is to provide an autonomous setting of one or more components such as the lower packing element and the anchor. In a preferred embodiment, such autonomous setting is operator-controlled by means of a wireless signal that is sent to activate the relevant components at the set time for installation.

På tross av at denne tekst hovedsakelig beskriver oppfinnsom-me særtrekk som mest relaterer seg til områdepakninger, er det innlysende for en person med kjennskap til faget at en liknende system- og fremgangsmåtefilosofi kan anvendes i andre tilfeller hvor autonom utstyrs-/komponentstyring og operasjon i et brønnhull ville tilveiebringe forbedringer. Despite the fact that this text mainly describes inventive features that mostly relate to area packs, it is obvious to a person with knowledge of the subject that a similar system and method philosophy can be applied in other cases where autonomous equipment/component management and operation in a wellbore would provide improvements.

Oppfinnelsen The invention

I et første aspekt vedrører den foreliggende oppfinnelse en anordning for isolering av et brønnhull, hvor anordningen innbefatter en områdepakning og tilknyttede systemer for selektiv setting av minst ett øvre pakningselement, minst ett nedre pakningselement og minst én forankringsanordning for områdepakningen, hvor det minst ene områdepakningssetteele-mentet opereres uavhengig av andre setteelementer. In a first aspect, the present invention relates to a device for isolating a wellbore, where the device includes an area packing and associated systems for selective setting of at least one upper packing element, at least one lower packing element and at least one anchoring device for the area packing, where the at least one area packing seat element ment is operated independently of other set elements.

Som nevnt omfatter vanlige kjent teknikks setteverktøy for områdepakninger komponenter som for eksempel en toppseksjon (hvor kraftmodulen vanligvis befinner seg), en senterstang og en nedre, sammenfoldbar stamme som i utgangspunktet holdes utfoldet og på plass ved hjelp av en skjaerpinneanordning. Når en områdepakning settes inn ved hjelp av kjent teknikks set-teverktøy, presses toppseksjonen og bunnstammen mot hverandre ved hjelp av senterstangen som drives av en pyroteknisk ladning, en elektrisk pumpe, brønnhullstrykk, trykksatte gass-kammer eller liknende. Så snart den nødvendige kraft påføres for å sette ut anker(ne) og pakningselementene, skjæres bunn-stammens skjaerpinneanordning, hvorpå stammen klapper sammen og kan gjenvinnes gjennom områdepakningens kropp. På grunn av denne anordning med stammen og gjennomførings-/senterstang, må setteverktøyet lages i en liknende lengde som selve områdepakningen . As mentioned, common prior art setting tools for area gaskets include components such as a top section (where the power module is usually located), a center rod and a lower collapsible stem which is initially held unfolded and in place by means of a shear pin device. When an area packing is inserted by means of a prior art setting tool, the top section and the bottom stem are pressed against each other by means of the center rod driven by a pyrotechnic charge, an electric pump, wellbore pressure, pressurized gas chamber or the like. As soon as the necessary force is applied to deploy the anchor(s) and packing elements, the bottom stem's shear pin assembly is sheared, whereupon the stem collapses and can be recovered through the body of the area packing. Because of this stem and grommet/center rod arrangement, the setting tool must be made to a similar length to the area gasket itself.

På grunn av den hittil ukjente setteanordning/-system og fremgangsmåte i henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, som anvender kommunikasjonsmidler, elimineres behovet for setteverktøydeler som for eksempel en gjennommatingsstang og sammenfoldbar stamme, i det minste delvis fra områdepakningssetteverktøyet. I en foretrukket ut-førelse innbefatter kommunikasjonsmidlene midler for sending og mottak av trådløse signaler for styring av områdepakningens setteelement. I én utførelse innbefatter de trådløse kommunikasjonsmidler i det minste én sender og i det minste én mottaker og/eller i det minste én sender/mottaker. Due to the hitherto unknown setting device/system and method according to a preferred embodiment of the present invention, which uses communication means, the need for setting tool parts such as a feed-through rod and collapsible stem is eliminated, at least partially from the area packing setting tool. In a preferred embodiment, the communication means include means for sending and receiving wireless signals for controlling the setting element of the area pack. In one embodiment, the wireless communication means includes at least one transmitter and at least one receiver and/or at least one transmitter/receiver.

I alternative utførelser av oppfinnelsen kan kommunikasjonsmidlene som er tilknyttet aktiveringen av områdepakningens element(er) og eller anker(e) være direkte midler som for eksempel elektriske, fiberoptiske eller hydrauliske forbindel-ser. Videre kan nevnte forbindelsesmidler også omfatte senso-rer som overvåker endringer eller brønnhullparameteres innstillingsverdier. Det sistnevnte kan for eksempel være en trykk- eller temperatursensor som er tilknyttet en tidsurinn-retning som utløser aktivering av element/anker en forutbe-stemt tid etter at en sensor avleser en definert innstil-lingsverdi. In alternative embodiments of the invention, the means of communication associated with the activation of the area seal's element(s) and or anchor(s) can be direct means such as, for example, electrical, fiber optic or hydraulic connections. Furthermore, said connection means can also include sensors that monitor changes or wellbore parameters' setting values. The latter can, for example, be a pressure or temperature sensor that is associated with a timing device that triggers activation of the element/anchor a predetermined time after a sensor reads a defined setting value.

Én av de mest typiske anvendelser ville være installering av områdepakninger i undervannsbrønner, men kunne også være til-fellet med setting av områdepakninger eller andre verktøy i andre brønntyper for å spare kostnader og tid, og for å takle tilriggingsrestriksjoner og liknende. One of the most typical applications would be the installation of area packings in subsea wells, but could also be the case with setting area packings or other tools in other well types to save costs and time, and to cope with rigging restrictions and the like.

I én utførelse av oppfinnelsen kan trekkverktøy som er ment for gjenvinning av en områdepakning, utstyres med liknende In one embodiment of the invention, pulling tools intended for the recovery of an area seal can be equipped with similar

overføringssystemer som setteverktøyet som er beskrevet ovenfor, og områdepakninger som er utstyrt med et andre mottaker-og aktiviseringssystem for å forenkle gjenvinning av pakning-en på en liknende måte og med en liknende filosofi som for transfer systems such as the setting tool described above, and area gaskets which are equipped with a second receiver and actuation system to facilitate the recycling of the gasket in a similar manner and with a similar philosophy as for

setteprosessen. the setting process.

I én utførelse er setteverktøyets aksielle lengde mindre enn områdepakningens aksielle lengde. Setteverktøyets aksielle lengde er i én utførelse mindre enn tre firedeler av områdepakningens aksielle lengde. I en annen utførelse er sette-verktøyets aksielle lengde mindre enn en halvdel av områdepakningens aksielle lengde. I enda en annen utførelse er setteverktøyets aksielle lengde mindre enn en firedel av områdepakningens aksielle lengde. In one embodiment, the axial length of the setting tool is less than the axial length of the area gasket. The axial length of the setting tool is in one embodiment less than three quarters of the axial length of the area gasket. In another embodiment, the axial length of the setting tool is less than one-half of the axial length of the area gasket. In yet another embodiment, the axial length of the setting tool is less than one fourth of the axial length of the area gasket.

I én utførelse er i det minste ett atskilt setteelement integrert i et parti av en rørformet kropp i områdepakningen. In one embodiment, at least one separate seating element is integrated into a portion of a tubular body in the area gasket.

I et andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveie-bringes det en fremgangsmåte for isolering av en seksjon av et brønnhull, hvor fremgangsmåten innbefatter å sette inn en områdepakning ved å bruke et system for selektiv setting av minst ett øvre pakningselement, minst ett nedre pakningselement og minst én forankringsanordning for områdepakningen, hvor fremgangsmåten omfatter å operere minst ett setteelement av setteverktøyet uavhengig av andre setteelementer. In a second aspect of the present invention, there is provided a method for isolating a section of a wellbore, wherein the method includes inserting an area packing using a system for selective setting of at least one upper packing element, at least one lower packing element and at least one anchoring device for the area seal, where the method comprises operating at least one setting element of the setting tool independently of other setting elements.

Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet mer detaljert ved hjelp av de vedheftede figurer. Bemerk at på tross av at figurene an-skueliggjør én særskilt anvendelse og teknikk for å sette ut, gripe inn med og installere en lang områdepakning i en under-vannsbrønn ved hjelp av RLWI-teknikk (undervanns kabel fra et fartøy uten stigerør til overflaten), så angir ikke dette noen begrensninger for oppfinnelsen. En person med kjennskap til faget vil være i stand til å identifisere forskjellige måter for utførelse av trinn i den i figurene beskrevne operasjon så vel som overføring av systemets og fremgangsmåtens prinsipper til andre anvendelser av liknende karakter. The invention will now be described in more detail with the help of the attached figures. Note that although the figures illustrate one particular application and technique for laying out, engaging and installing a long area pack in a subsea well using the RLWI technique (subsea cable from a vessel without a riser to the surface) , then this does not indicate any limitations to the invention. A person skilled in the art will be able to identify different ways of performing steps in the operation described in the figures as well as transferring the principles of the system and method to other applications of a similar nature.

Det kan også tenkes en anordning for operasjonselementer som for eksempel ventiler, barriereelementer og aktuatorer som angår brønnhullsverktøy, hvor anordningen innbefatter systemer for selektiv operasjon av nevnte ventiler, barriereele menter og/eller aktuatorer, hvor minst ett systemelement kan opereres uavhengig av andre systemelementer. It is also possible to imagine a device for operating elements such as valves, barrier elements and actuators relating to downhole tools, where the device includes systems for selective operation of said valves, barrier elements and/or actuators, where at least one system element can be operated independently of other system elements.

Det kan videre tenkes en fremgangsmåte for å operere elementer som for eksempel ventiler, barriereelementer og aktuatorer som angår brønnhullsverktøy, hvor fremgangsmåten innbefatter systematikk for selektiv operasjon av nevnte ventiler, barriereelementer og/eller aktuatorer, hvor minst ett systemelement opereres uavhengig av andre systemelementer. It is also possible to imagine a method for operating elements such as valves, barrier elements and actuators relating to wellbore tools, where the method includes systematics for selective operation of said valves, barrier elements and/or actuators, where at least one system element is operated independently of other system elements.

I det følgende beskrives ikke-begrensende eksempler på foretrukne utførelser i de medfølgende tegninger, i hvilke: Fig. la viser skjematisk et parti av en områdepakning iføl-ge kjent teknikk; Fig. lb viser skjematisk et parti av en områdepakning i henhold til en foretrukket utførelse av oppfinnelsen; Fig. 2 viser skjematisk og i større målestokk et bunnsetteelement i områdepakningen i henhold én utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Fig. 3a og 3b viser hver, i mindre målestokk, en systemmodul som anvendes i en foretrukket utførelse for inngrep med en lang områdepakning i en undervannsbrønn; Fig. 4 viser i mindre målestokk et utgangstrinn i en inn-grepsprosess når en lang områdepakning senkes gjennom vann i rom sjø; Fig. 5 viser, i hovedsakelig samme skala som i figurer 3a og 3b, et første trinn i systemutsetting, det vil si å bringe områdepakningen fra den marine omgivelse inn i den trykksatte brønnomgivelse; Fig. 6 viser et andre trinn i systemutsetting; Fig. 7 viser et tredje trinn i systemutsetting; Fig. 8a og 8b viser systeminstallasjon i brønnens nedihullsdel; Fig. 9 viser en installert områdepakning i en produserende In the following, non-limiting examples of preferred embodiments are described in the accompanying drawings, in which: Fig. 1a schematically shows part of an area seal according to known technique; Fig. 1b schematically shows part of an area seal according to a preferred embodiment of the invention; Fig. 2 shows schematically and on a larger scale a bottom setting element in the area packing according to one embodiment of the present invention; Fig. 3a and 3b each show, on a smaller scale, a system module which is used in a preferred embodiment for intervention with a long area packing in an underwater well; Fig. 4 shows on a smaller scale an initial step in an intervention process when a long area seal is lowered through water into the sea; Fig. 5 shows, on essentially the same scale as in figures 3a and 3b, a first step in system deployment, that is to say bringing the area pack from the marine environment into the pressurized well environment; Fig. 6 shows a second step in system deployment; Fig. 7 shows a third step in system deployment; Fig. 8a and 8b show system installation in the downhole part of the well; Fig. 9 shows an installed area seal in a producing one

brønn; og well; and

Fig. 10a og 10b viser gjenvinning av hoveddelen av setteverk-tøyet for en foretrukket utførelse av oppfinnelsen fra brønnen. Fig. 10a and 10b show recovery of the main part of the setting tool for a preferred embodiment of the invention from the well.

I figurene er samme eller liknende komponenter betegnet med samme henvisningstall. In the figures, the same or similar components are denoted by the same reference number.

Figurene la og lb anskueliggjør på en skjematisk måte et to-talsystem henholdsvis i henhold til kjent teknikk og i henhold til en foretrukket utførelse av oppfinnelsen, for å forenkle beskrivelsen av nyskapende aspekter. Både figur la og figur lb beskriver en områdepakning 1 (henvisningstall 1' for kjent teknikks områdepakning), som er forsynt med et topp-pakningselement 2, et bunnpakningselement 3 og et anker 4. Andre elementer som vites tilknyttet områdepakninger, som for eksempel tilleggsforankringsmoduler og/eller ekspansjonsskjø-ter er ikke vist i figurene la og lb, men en person med kjennskap til faget vil lett forstå at slike moduler så vel som andre systemmoduler i og for seg kan innbefattes i en foretrukket utførelse av oppfinnelsen. Områdepakningene 1 og 1' i figurene la og lb er begge klargjort for setting. Figures 1a and 1b schematically illustrate a two-number system respectively according to known technology and according to a preferred embodiment of the invention, in order to simplify the description of innovative aspects. Both figure la and figure lb describe an area seal 1 (reference number 1' for prior art area seal), which is provided with a top seal element 2, a bottom seal element 3 and an anchor 4. Other elements known to be associated with area seals, such as for example additional anchoring modules and /or expansion joints are not shown in figures la and lb, but a person with knowledge of the subject will easily understand that such modules as well as other system modules in and of themselves can be included in a preferred embodiment of the invention. The area gaskets 1 and 1' in figures la and lb are both prepared for setting.

I utførelsen av områdepakningen 1 ifølge den foreliggende oppfinnelse vist i figur lb, omfatter et i og for seg sette-verktøy 100, toppseksjonen 5, en sammenfoldbar stamme 9 og en gjennommatingsstang 8 med begrenset lengde. Kabelhodet 6 og kabelen 7 er også anskueliggjort for å gi omrisset av den komplette brønnserviceverktøystreng. Et viktig særtrekk ved oppfinnelsen er at i denne foretrukne utførelse omfatter set-teverktøysystemet for områdepakningen mer enn én setteenhet/- element, og at nevnte setteelementer kan opereres uavhengig av hverandre. For utførelsen som er beskrevet i figur lb, er i og for seg setteverktøyets toppseksjon 5 forankret til områdepakningens 1 øvre seksjoner ved hjelp av en sammenfoldbar stamme 9 via gjennommatingsstangen 8 med begrenset lengde. I motsetning til kjent teknikks områdepakning 1' som benytter en lang gjennommatingsstang 8' som hovedsakelig er av samme lengde som områdepakningen 1, løper gjennommatingsstangen 8 for områdepakningen 1 i henhold til den foreliggende oppfinnelse bare gjennom områdepakningens 1 toppseksjon. Særtrekket med at selve setteverktøyets 100 aksielle lengde LI er betydelig kortere enn områdepakningens 1 aksielle lengde L2 er ett vesentlig trekk ved den foreliggende oppfinnelse. In the embodiment of the area seal 1 according to the present invention shown in Figure 1b, a per se insertion tool 100 comprises the top section 5, a collapsible stem 9 and a feed-through rod 8 of limited length. The cable head 6 and cable 7 are also visualized to provide the outline of the complete well service tool string. An important distinctive feature of the invention is that in this preferred embodiment the setting tool system for the area packing comprises more than one setting unit/element, and that said setting elements can be operated independently of each other. For the embodiment described in figure 1b, the top section 5 of the setting tool itself is anchored to the upper sections of the area gasket 1 by means of a collapsible stem 9 via the feed-through bar 8 of limited length. In contrast to the prior art area packing 1' which uses a long feed-through rod 8' which is substantially the same length as the area packing 1, the feed-through bar 8 for the area packing 1 according to the present invention only runs through the area packing 1's top section. The special feature that the axial length LI of the setting tool 100 itself is significantly shorter than the axial length L2 of the area gasket 1 is an essential feature of the present invention.

Fortrinnsvis, for denne utførelse av oppfinnelsens områdepakning 1, er den aksielle lengde LI på selve setteverktøyet 100 mindre enn tre firedeler av områdepakningens 1 aksielle lengde L2. Preferably, for this embodiment of the area gasket 1 of the invention, the axial length LI of the setting tool 100 itself is less than three quarters of the area gasket 1's axial length L2.

Mer fortrinnsvis, for denne utførelse av oppfinnelsens områdepakning 1, er den aksielle lengde LI på selve setteverktøy-et 100 mindre enn en halvdel av områdepakningens 1 aksielle lengde L2. More preferably, for this embodiment of the area gasket 1 of the invention, the axial length LI of the setting tool 100 itself is less than one half of the area gasket 1 axial length L2.

Mest fortrinnsvis, for denne utførelse av oppfinnelsens områdepakning 1, er den aksielle lengde LI på selve setteverktøy-et 100 mindre enn en firedel av områdepakningens 1 aksielle lengde L2. Most preferably, for this embodiment of the area gasket 1 of the invention, the axial length LI of the setting tool 100 itself is less than a quarter of the area gasket 1's axial length L2.

I den viste utførelse er det et bunnsettingselement 10 i områdepakningens 1 bunnseksjon. Bunnsettingselementet 10 brukes for setting av bunnpakningselementet 3. For setting av områdepakningen 1, er setteverktøyets 100 toppseksjon 5 forsynt med en sender 11 av et trådløst signal som brukes for overfø-ring av en aktiveringskommando 12 til bunnsettingselementet 10 for å sette dette inn ved hjelp av ekspansjon. Bunnsettingselementet 10 er forsynt med en mottaker- og aktiverings-enhet 14 som detekterer den mottatte settekommando 13, oversetter den som i og for seg kjent, og initierer settesekvensen for bunnpakningselementet 3. In the embodiment shown, there is a bottom setting element 10 in the bottom section of the area gasket 1. The bottom setting element 10 is used for setting the bottom packing element 3. For setting the area packing 1, the top section 5 of the setting tool 100 is provided with a transmitter 11 of a wireless signal which is used to transmit an activation command 12 to the bottom setting element 10 to insert this by means of expansion. The bottom setting element 10 is provided with a receiver and activation unit 14 which detects the received setting command 13, translates it as known per se, and initiates the setting sequence for the bottom packing element 3.

I utførelsen som er vist i figur lb, er bunnsettingselementet 10 en sentrert innretning, det vil si at bunnsettingselementet 10 er hovedsakelig koaksialt med områdepakningen. In the embodiment shown in figure 1b, the bottoming element 10 is a centered device, that is to say that the bottoming element 10 is substantially coaxial with the area packing.

Bunnsettingselementet 10 kunne konstrueres for å forsvinne ved hjelp av desintegrering, mekanisk tilbaketrekking eller andre midler som i seg selv er kjent, etter at bunnpakningselementet 3 er satt. The bottom packing element 10 could be designed to disappear by means of disintegration, mechanical retraction or other means known per se, after the bottom packing element 3 has been set.

I en annen utførelse av oppfinnelsen som er vist i figur 2, er bunnsettingselementet 10 bygget inn i områdepakningens 1 vegg. I denne utførelsen kan bunnsettingselementet 10 betrak-tes som et setteverktøy som er avhengig av at selve sette-verktøyet 100 omfatter kommunikasjonsmidler. Videre, i andre utførelser av oppfinnelsen, kunne setteverktøyets toppseksjon 5 være av samme type som bunnsetteelementet 10 og tilknyttet liknende kommunikasjons- og aktiveringsmidler. Videre kunne anker(e) 4 tilknyttes liknende kommunikasjons- og aktiveringsmidler. I en generell utførelse kan alle elementer som skal opereres (pakningselementer, ankere, ventiler etc.) opereres delvis eller helt uavhengig av andre elementer som skal opereres, ved bruk av liknende type av setteelement 10 som er tilknyttet liknende kommunikasjons- og aktiveringsmidler. In another embodiment of the invention shown in figure 2, the bottom setting element 10 is built into the wall of the area seal 1. In this embodiment, the bottom setting element 10 can be regarded as a setting tool which is dependent on the setting tool 100 itself comprising communication means. Furthermore, in other embodiments of the invention, the top section 5 of the setting tool could be of the same type as the bottom setting element 10 and associated with similar communication and activation means. Furthermore, anchor(s) 4 could be associated with similar means of communication and activation. In a general embodiment, all elements to be operated (sealing elements, anchors, valves etc.) can be operated partially or completely independently of other elements to be operated, using a similar type of setting element 10 which is associated with similar communication and activation means.

I én utførelse av oppfinnelsen danner bunnelementet 10 en tetning mot områdepakningens 1 indre vegg slik at fluider ikke kan strømme inn i områdepakningen 1 nedenfra under ut-settingen i en undervannsbrønn. Dette trekk kan måtte kreves ved undervannsutsettelsesoperasjoner hvor trykktetninger mellom det potensielt høytrykks brønnhull og de marine omgivel-ser på utsiden av brønnhodet kan være en nødvendighet. I enda en annen utførelse av oppfinnelsen kan slike tetningskrav oppfylles ved hjelp av en tetningsfunksjon mellom setteverk-tøyet 100 og områdepakningens 1 toppseksjon. En person med kjennskap til faget vil være fortrolig med måter for å oppnå en slik tetning. Av denne grunn er ikke tetningselementer vist detaljert i tegningene. In one embodiment of the invention, the bottom element 10 forms a seal against the inner wall of the area seal 1 so that fluids cannot flow into the area seal 1 from below during deployment in an underwater well. This feature may need to be required for underwater exposure operations where pressure seals between the potentially high-pressure wellbore and the marine surroundings on the outside of the wellhead may be a necessity. In yet another embodiment of the invention, such sealing requirements can be met by means of a sealing function between the setting tool 100 and the top section of the area gasket 1. A person skilled in the art will be familiar with ways to achieve such a seal. For this reason, sealing elements are not shown in detail in the drawings.

Figur 2 anskueliggjør en alternativ utførelse av områdepakningens 1 bunnsetteelement 10. Bemerk at bare et parti av områdepakningens 1 vegg som befinner seg på høyre side av områdepakningens 1 senterlinje er vist i figur 2. I denne utførelse leser mottaker 14 den mottatte settekommando 13. En elektronisk modul 21 utspør mottakeren 14 for å tyde regist-reringer fra sensoren/mottakeren 14. Når det er en klar på-visning av et aktiveringssignal, det vil si en initierings-kommando, sender elektronikken et signal/impuls for å fyre av en detonator 22 som igjen antenner en pyroteknisk ladning 23 Figure 2 illustrates an alternative embodiment of the area seal 1 bottom setting element 10. Note that only a part of the area seal 1 wall which is located on the right side of the center line of the area seal 1 is shown in Figure 2. In this embodiment, the receiver 14 reads the received set command 13. An electronic module 21 interrogates the receiver 14 to decipher registrations from the sensor/receiver 14. When there is a clear indication of an activation signal, i.e. an initiation command, the electronics sends a signal/impulse to fire a detonator 22 which in turn ignites a pyrotechnic charge 23

som er tilpasset for å passe i en slisse i områdepakningens 1 vegg. Idet den pyrotekniske ladning 23 brenner, genererer den gass som utøver et stort trykk på et stempel 24. Stempelet 24 presses nedover og skyver et fluid, som for eksempel hydrau-likkolje, nedover. Deretter presser nevnte fluid 25 et kile-formet element 26 nedover og driver dette til å sette et pakningselement 3 mot produksjonsrørveggen 27. Alternativt erstattes det kileformede element 26 ved hjelp av et alterna-ivt element med liknende funksjon - det vil si å komprimere og understøtte bunnpakningselementet. Mottakeren 14 og til- which is adapted to fit into a slot in the area gasket 1 wall. As the pyrotechnic charge 23 burns, it generates gas which exerts a large pressure on a piston 24. The piston 24 is pressed downwards and pushes a fluid, such as hydraulic oil, downwards. Then said fluid 25 presses a wedge-shaped element 26 downwards and drives this to set a packing element 3 against the production pipe wall 27. Alternatively, the wedge-shaped element 26 is replaced by means of an alternative element with a similar function - that is to compress and support the bottom packing element. The receiver 14 and to-

knyttet elektronikkmodul 21 drives ved hjelp av energi fra en batterimodul 28. linked electronics module 21 is operated using energy from a battery module 28.

Når det videre gjelder figur 2, så anskueliggjør denne bare én av flere måter å konstruere et system på som setter (i dette tilfelle) det nedre pakningselement 3 av områdepakningen (eller aktiverer et hvilket som helst element i en generell anvendelse). Andre mulige fremgangsmåter som kunne anvendes innebærer: • Et sekundært, termisk batteri som opererer en motor som i sin tur anvender kraft på de mekaniske komponenter som tvinger det nedre pakningselement 3 til å sette seg. • En pilotventil eller liknende som utsetter et "kraftkammer" for brønnfluider som i sin tur arbeider mot et atmosfærisk kammer for å skape de nødvendige kref-ter for å operere mekaniske komponenter som tvinger det nedre pakningselement 3 til å sette seg. • En pilotventil eller liknende som utsetter et "kraftkammer" for et høytrykks gassreservoar som utgjør del av verktøykonstruksjonen, som i sin tur arbeider mot et atmosfærisk kammer for å skape de nødvendige kref-ter for å operere mekaniske komponenter som tvinger det nedre pakningselement 3 til å sette seg. • Hvilken som helst relevant fremgangsmåte for direkte og/eller indirekte å generere en kraft på et pakningselement på en autonom måte. • Hvilken som helst kombinasjon av de ovennevnte fremgangsmåter, kombinert med en ventil eller annen bar-rieretype (som indikert ved hjelp av bunnsetteelement 10 i figur lb) som befinner seg i områdepakningens 1 bunnseksjon, hvor nevnte ventil/barriere åpner eller "forsvinner" på andre måter etter en endelig setting av bunnpakningselementet. • En pumpe som blåser opp det nedre pakningselement ved hjelp av å pumpe brønnfluider inn i det nedre pakningselement 3 ved bruk av et innebygget reservoar. • Hvilken som helst fremgangsmåte for setting av et pakningselement som i seg selv er kjent. Turning further to figure 2, this illustrates only one of several ways of constructing a system which sets (in this case) the lower packing element 3 of the area packing (or actuates any element in a general application). Other possible methods that could be used include: • A secondary, thermal battery which operates a motor which in turn applies force to the mechanical components which force the lower packing element 3 to settle. • A pilot valve or similar that exposes a "power chamber" to well fluids which in turn work against an atmospheric chamber to create the necessary forces to operate mechanical components that force the lower packing element 3 to settle. • A pilot valve or similar which exposes a "power chamber" to a high-pressure gas reservoir forming part of the tool structure, which in turn works against an atmospheric chamber to create the necessary forces to operate mechanical components that force the lower packing element 3 to to sit. • Any relevant method of directly and/or indirectly generating a force on a packing element in an autonomous manner. • Any combination of the above methods, combined with a valve or other barrier type (as indicated by means of bottom set element 10 in Figure 1b) located in the bottom section of the area seal 1, where said valve/barrier opens or "disappears" on other ways after a final setting of the bottom packing element. • A pump that inflates the lower packing element by pumping well fluids into the lower packing element 3 using a built-in reservoir. • Any method of setting a packing element which is known per se.

• Selvsvulmende pakninger. • Self-inflating gaskets.

Figurene 3a og 3b anskueliggjør en foretrukket utførelses to vesentlige systemmoduler for setting av en lang områdepakning 1 i en undervannsbrønn. Figures 3a and 3b illustrate two essential system modules of a preferred embodiment for setting a long area packing 1 in an underwater well.

Apparatet som er vist i figur 3a er bare en foretrukket utfø-relse av oppfinnelsen som er fremlagt i NO 20051257, inkludert de følgende moduler og komponenter: • Undervannsutsettings lubrikatormodul (SDLM) 31 som omfatter en dynamisk tetning 32, en antiutblåsingsinnretning 33 og spyleledninger 34a og 34b. • Nedre stigerørspakke (LRP) 35 som omfatter testventi-ler (sluseventiler) 36a og 36b og et sikkerhetshode (skjærventil) 37. • Et avhengingsrørstykke 38 som omfatter en avhengings-profil 39 (ikke spesifikt anvendt for denne anvendelse, men en antatt generell komponent i sjøbunnsstak-ken for operasjoner som inneholder SDLM'en 31). The apparatus shown in figure 3a is only a preferred embodiment of the invention presented in NO 20051257, including the following modules and components: • Underwater launch lubricator module (SDLM) 31 which comprises a dynamic seal 32, an anti-blowout device 33 and flushing lines 34a and 34b. • Lower riser package (LRP) 35 comprising test valves (sluice valves) 36a and 36b and a safety head (shear valve) 37. • A suspension pipe piece 38 comprising a suspension profile 39 (not specifically used for this application, but an assumed general component in the seabed stack for operations that contain the SDLM 31).

• Brønnhodet 3 00. • Well head 3 00.

• En liten seksjon av lubrikatorstigerør 301 (behøver ikke benyttes verken i en foretrukket utførelse av denne oppfinnelse eller i oppfinnelsen som er fremlagt i NO20051257). • LRP'en er i dette eksempel også tilknyttet en drepe-ledning 302. • A small section of lubricator riser 301 (does not need to be used either in a preferred embodiment of this invention or in the invention presented in NO20051257). • In this example, the LRP is also connected to a kill line 302.

Figur 3b viser skjemaet for en foretrukket områdepakning 1 som skal brukes i forbindelse med SDLM'en 31 og andre under-vannsstakkomponenter som er vist i figur 3a. Som det også er beskrevet for figur lb, er områdepakningen 1 forsynt med et topp-pakningselement 2, et bunnpakningselement 3 og et anker 4. Selve setteverktøyet 100 omfatter en toppseksjon 5, en sammenfoldbar stamme 9 og en gjennommatingsstang 8 med begrenset lengde. Kabelhodet 6 og kabelen 7 er også anskueliggjort. I bunnen av områdepakningen 1 er det et bunnsetteelement 10 som brukes for å sette inn bunnpakningselementet 3. Selve setteverktøyets 100 toppinsettingselement 5 er forsynt med en sender 11 av et trådløst signal som brukes for overfø-ring av en settekommando 12 (se figur lb) til bunnsetteelementet 10. Det sistnevnte er forsynt med en mottaker- og ak-tiver ingsenhet 14 som oppfanger den mottatte settekommando 13 (se figur lb), oversetter den og initierer settesekvensen for bunnpakningselementet 3. I denne utførelse av oppfinnelsen er bunnsetteelementet 10 bygget inn i områdepakningens 1 vegg. Figure 3b shows the schematic for a preferred area seal 1 to be used in conjunction with the SDLM 31 and other underwater stack components shown in Figure 3a. As is also described for figure 1b, the area gasket 1 is provided with a top gasket element 2, a bottom gasket element 3 and an anchor 4. The setting tool 100 itself comprises a top section 5, a collapsible stem 9 and a feed-through rod 8 of limited length. The cable head 6 and the cable 7 are also visualized. At the bottom of the area packing 1 there is a bottom setting element 10 which is used to insert the bottom packing element 3. The top inserting element 5 of the setting tool 100 itself is provided with a transmitter 11 of a wireless signal which is used for transmitting a setting command 12 (see figure 1b) to the bottom setting element 10. The latter is provided with a receiver and activation unit 14 which captures the received setting command 13 (see figure 1b), translates it and initiates the setting sequence for the bottom packing element 3. In this embodiment of the invention, the bottom setting element 10 is built into the area packing 1 wall.

En person med kjennskap til faget vil forstå at for alternative utførelser kunne senderen 11 befinne seg andre steder enn på selve setteverktøyets 100 toppsetteelement 5, som en egen modul eller som del av andre systemmoduler. Dette er ikke beskrevet nærmere i dette dokument. A person with knowledge of the subject will understand that for alternative designs the transmitter 11 could be located elsewhere than on the top setting element 5 of the setting tool 100 itself, as a separate module or as part of other system modules. This is not described in more detail in this document.

I andre utførelser av oppfinnelsen er senderen 11 og mottakeren 14 erstattet av sendere/mottakere. På denne måte kan man, ved hjelp av toveis kommunikasjon og/eller passiv overvåking av parametere som vedrører aktiveringen, få en virkelig til-bakemelding om at bunnsetteelementet har mottatt settekomman-doen 12 og utført settingen. I enda en annen utførelse av oppfinnelsen innbefatter senderen/mottakeren, som befinner seg i toppsetteelementet, en sensor som kan registrere enhver indikasjon på at settingen har funnet sted. Et eksempel på slikt er en kvartskrystallsensor som "hører" etter lyden som skapes ved detoneringen, for eksempel tennsatsen 22 som er vist i figur 2. In other embodiments of the invention, the transmitter 11 and the receiver 14 are replaced by transmitters/receivers. In this way, one can, by means of two-way communication and/or passive monitoring of parameters relating to the activation, get real feedback that the bottom setting element has received the setting command 12 and carried out the setting. In yet another embodiment of the invention, the transmitter/receiver, located in the top setting element, includes a sensor which can register any indication that the setting has taken place. An example of this is a quartz crystal sensor that "listens" for the sound created by the detonation, for example the detonator 22 shown in figure 2.

Figur 4 anskueliggjør et begynnerstadium for en undervanns intervensjonsprosess fra et RLWI-fartøy. Nærmere bestemt så anskueliggjør figur 4 prosessen med å senke en lang område-pakningsammenstilling 1 gjennom vannet i rom sjø. Et overfla-tefartøy 41 som er skreddersydd for brønnintervensjon uten stigerør (RLWI) brukes i forbindelse med en sjøbunnsstakk 42 som omfatter en SDLM 31, en LRP 35, et avhengingsrør 38 og, i denne utførelse, en liten seksjon av lubrikatorstigerør 301 for å sette ut en lang områdepakning 1 inn i undervannsbrøn-nen 43. Det bør bemerkes at på det gitte stadium i utset-tingssekvensen er nedihullssikkerhetsventilen 44 i under-vannsbrønnen 43 lukket og trykket over den er blødd av. For å tilveiebringe den nødvendige mengde brønnbarrierer, er også testventilene (sluseventiler) 36a og 36b lukket. Figure 4 illustrates an initial stage of an underwater intervention process from an RLWI vessel. More specifically, Figure 4 illustrates the process of lowering a long area packing assembly 1 through the water in the sea. A surface vessel 41 tailored for well intervention without a riser (RLWI) is used in conjunction with a seabed stack 42 comprising an SDLM 31, an LRP 35, a standoff 38 and, in this embodiment, a small section of lubricator riser 301 to set out a long area packing 1 into the subsea well 43. It should be noted that at the given stage in the deployment sequence the downhole safety valve 44 in the subsea well 43 is closed and the pressure above it is bled off. In order to provide the required amount of well barriers, the test valves (sluice valves) 36a and 36b are also closed.

Trinn som kreves for spyling, trykkprøving samt overvåking av parametere beskrives ikke i detalj her. Imidlertid vil enhver person som har kjennskap til faget kjenne til behovet for slike handlinger så vel som den mest passende plassering av angjeldende systemkomponenter og også den mest relevante ope-rasjonssekvens med hensyn til disse handlinger. Spylings-, trykkprøvings- og overvåkingssystemer kan plasseres hvor som helst på sjøbunnsstakken, for eksempel bygges inn i SDLM'en 31, LRP'en 35, avhengingsrørstykket 38 eller annet sted eller kombinasjon av steder. Steps required for flushing, pressure testing and monitoring of parameters are not described in detail here. However, any person skilled in the art will know the need for such actions as well as the most appropriate placement of relevant system components and also the most relevant sequence of operations with respect to these actions. Flushing, pressure testing and monitoring systems can be located anywhere on the seabed stack, for example, built into the SDLM 31, the LRP 35, the outrigger 38, or other location or combination of locations.

Figur 5 anskueliggjør det første systemutsettingstrinnet, det vil si å bringe områdepakningssammenstillingen 1 fra den marine omgivelse og inn i den trykksatte brønnomgivelse. Så snart områdepakningssammenstillingens 1 bunn kommer inn i sjøbunnsstakken 42, utføres en posisjoneringsprosedyre for å posisjonere bunnpakningselementet 3 og bunnsetteelementet 10 riktig med hensyn på testventilene (sluseventilene) 36a og 36b og den dynamiske tetning 32, og SDLM'ens antiutblåsingsinnretning 33. Nevnte posisjonering utføres på en i og for seg kjent måte. Figure 5 illustrates the first system deployment step, i.e. bringing the area packing assembly 1 from the marine environment into the pressurized well environment. As soon as the bottom of the area packing assembly 1 enters the seabed stack 42, a positioning procedure is performed to properly position the bottom packing member 3 and the bottom settling member 10 with respect to the test valves (sluice valves) 36a and 36b and the dynamic seal 32, and the SDLM's anti-blowout device 33. Said positioning is performed on a known way in and of itself.

Etter å ha plassert områdepakningen 1 riktig, går den dynamiske tetning 32 og SDLM'ens 31 antiutblåsingsinnretning 33 i inngrep med områdepakningens 1 produksjonsrørvegg. En person med kjennskap til faget vil forstå at det er av viktighet at intet mekanisk inngrep gjøres med bunnpakningselementet 3 og bunnsetteelementet 10, for å unngå skade på disse. Derfor ut-føres en riktig posisjoneringsprosedyre før inngrep. I andre utførelser av oppfinnelsen er imidlertid bunnpakningselementet 3 og bunnsetteelementet 10 bygget robuste nok eller med tilstrekkelig beskyttelse til å tillate mekanisk inngrep med disse seksjoner også, og redusere kravene til den strenge posisjonering av områdepakningen 1. After correctly positioning the zone packing 1, the dynamic seal 32 and the SDLM's 31 anti-blowout device 33 engage the zone packing 1 production pipe wall. A person with knowledge of the subject will understand that it is important that no mechanical intervention is made with the bottom packing element 3 and the bottom setting element 10, in order to avoid damage to these. Therefore, a correct positioning procedure is carried out before intervention. In other embodiments of the invention, however, the bottom packing element 3 and the bottom setting element 10 are built robust enough or with sufficient protection to allow mechanical engagement with these sections as well, and reduce the requirements for the strict positioning of the area packing 1.

Figur 6 anskueliggjør det andre trinn i systemutsettingen. Etter de krevde spylings-, trykkprøvings- og overvåkingshand-linger, åpnes testventilene (sluseventiler) 36a og 36b og områdepakningen 1 senkes inn i brønnhullet. Senkeoperasjonen stoppes før ankeret 4 kommer inn i SDLM'ens 31 dynamiske tetning. Det er viktig å stoppe på et slikt sted da ankeret 4 kunne forårsake skade på den dynamiske tetning 32 hvis det senkes inn i denne. En slik hendelse kunne også forårsake et brudd på barrierekravene. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen er posisjoneringssystemer og/eller andre "stopp"-systemer innbefattet for å forenkle riktig posisjonering av ankeret 4 i forhold til den dynamiske tetning 32. Ved avslut-ning av en riktig posisjonering, bør toppen av kabelhodet 6 være kommet helt inn i lubrikatorstigerøret 301. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen, er det ikke behov for lub-rikatorstigerøret da hele toppseksjonen av verktøystrengen kan komme inn i sjøbunnsstakken (det vil si inne i SDLM'ens 31 toppseksjon). Et fettinjeksjonshode 62 er montert på toppen av lubrikatorstigerøret 301. Etter at spyling, trykkprø-ving og overvåking er utført, begynner et tredje trinn i systemutsettingen som anskueliggjort i figur 7. Figure 6 illustrates the second step in the system deployment. After the required flushing, pressure testing and monitoring operations, the test valves (sluice valves) 36a and 36b are opened and the area packing 1 is lowered into the wellbore. The lowering operation is stopped before the anchor 4 enters the SDLM's 31 dynamic seal. It is important to stop at such a place as the anchor 4 could cause damage to the dynamic seal 32 if it were lowered into it. Such an event could also cause a breach of the barrier requirements. In a preferred embodiment of the invention, positioning systems and/or other "stop" systems are included to facilitate the correct positioning of the anchor 4 in relation to the dynamic seal 32. At the end of a correct positioning, the top of the cable head 6 should have reached completely into the lubricator riser 301. In a preferred embodiment of the invention, there is no need for the lubricator riser as the entire top section of the tool string can enter the seabed stack (ie inside the SDLM's 31 top section). A grease injection head 62 is mounted on top of the lubricator riser 301. After flushing, pressure testing, and monitoring are completed, a third step in the system setup begins as illustrated in Figure 7.

Figur 7 anskueliggjør en utførelse av oppfinnelsen hvor den dynamiske tetning 32 og antiutblåsingsinnretningen 33 er ra-dielt frigjort fra områdepakningen 1 hvorpå denne kjøres inn i brønnhullet for å utføre den ønskede operasjon. Figurene 8a og 8b anskueliggjør systeminstallasjon i brønnens nedihullsdel. Nærmere bestemt anskueliggjør figur 8a at områdepakningen 1 plasseres i forhold til en øvre, perforert seksjon 80 ved å rette inn bunnpakningselementet 3 med en ikke-perforert seksjon 80' i et f6ringsrør/forlengelsesrør 81. Den ikke-perforerte seksjon 80' befinner seg nedenfor nevnte perforerte seksjon 80. Toppakningselementet 2 og ankeret 4 innrettes med en ikke-perforert seksjon 80'' i brønnens forings-rør/forlengelsesrør 81, over den perforerte seksjon 80. Således innrettes områdepakningen 1 for å helt sperre av og isolere perforeringen 80. Figur 8b anskueliggjør områdepakningen 1 etter setting/inngrep av bunnpakningselement 3, toppakningselement 2 og anker 4. Figur 8b anskueliggjør også utsendelse av et trådløst aktiveringssignal 12 fra senderen 11 i setteverktøyets 100 toppseksjon 5. Aktiveringssignalet 12 mottas som signal 13 av mottaker- og aktiveringsenheten 14 som befinner seg i nærheten av bunnpakningselementet 3. Ved mottak av en korrekt beskjed 13, initierer og utfører mottaker- og aktiveringsenheten 14 prosessen med å sette inn bunnpakningselementet 3, enten direkte eller indirekte gjennom et bunnsetteelement 10 som anskueliggjort i figurene 1 og 2. Figure 7 illustrates an embodiment of the invention where the dynamic seal 32 and the anti-blowout device 33 are radially released from the area packing 1 whereupon this is driven into the wellbore to perform the desired operation. Figures 8a and 8b illustrate system installation in the downhole part of the well. More specifically, figure 8a illustrates that the area packing 1 is placed in relation to an upper, perforated section 80 by aligning the bottom packing element 3 with a non-perforated section 80' in a guide pipe/extension pipe 81. The non-perforated section 80' is located below the aforementioned perforated section 80. The top packing element 2 and the anchor 4 are arranged with a non-perforated section 80'' in the well casing/extension pipe 81, above the perforated section 80. Thus the area packing 1 is arranged to completely block off and isolate the perforation 80. Figure 8b shows the area seal 1 after setting/engagement of the bottom seal element 3, top seal element 2 and anchor 4. Figure 8b also shows the sending of a wireless activation signal 12 from the transmitter 11 in the top section 5 of the setting tool 100. The activation signal 12 is received as signal 13 by the receiver and activation unit 14 which is located itself in the vicinity of the bottom packing element 3. Upon receipt of a correct message 13, initiates and executes the the aker and activation unit 14 the process of inserting the bottom packing element 3, either directly or indirectly through a bottom setting element 10 as illustrated in figures 1 and 2.

Som beskrevet tidligere kunne områdepakningssammenstillingen 1 omfatte mer enn ett anker 4. Særskilt ville, for en foretrukket utførelse, et bunnanker 4 istandsette en installa-sjonsprosedyre hvor bunnpakningselementet 3 og et bunnanker (ikke vist) settes inn først, hvorpå en trekktest ved hjelp av påføring av strekk i kabelen 7 utføres for å verifisere en vellykket setting av denne del av områdepakningen 1. Deretter kan topp-pakningselementet 2 og ankeret 4 settes inn. Videre brukes topp- og bunnankere vanligvis hvis en ekspansjonsskjøt er inkludert i områdepakningen 1. Slike ekspansjonsskjøter kan måtte kreves hvis forventede temperaturforskjeller i brønnen overstiger visse grenser, eller hvis områdepakningen 1 er installert over ekspansjonsskjøter i brønnen for å ordne lekkasjer. En person med kjennskap til faget ville erkjenne alle slike betraktninger, og det er ikke gitt noen ytterlige-re henvisninger her. Figur 9 anskueliggjør skjematisk en installert områdepakning 1 i en produserende brønn etter at selve setteverktøyet 100 med tilknyttede elementer er gjenvunnet og produksjon av brønnen er gjenopprettet. Som det kan ses vil nå ingen fluider produseres fra den øvre, perforerte seksjon 80, mens fluider fra den lavereliggende sone 91 produseres gjennom områdepakningen 1. Figur 10 anskueliggjør gjenvinning av setteverktøysammenstil-lingen fra brønnen. Figur 10 viser selve setteverktøyet 100 og hjelpemidler etter gjenvinning inn i sjøbunnstakkens 42 toppseksjon. Videre viser figuren sjøbunnstakkens nedre ende. Etter gjenvinning og positiv indikasjon på at hele områdepakningens settestreng 101 befinner seg i en avgrenset toppseksjon i sjøbunnstakken 42, stenges ventilene 36a og 36b. Derpå utføres passende spylings-, trykkprøvings- og overvåkings-handlinger før fettinjeksjonshodet 62 frakoples. Deretter re-verseres relevante trinn som er beskrevet i de foranstående seksjoner for å gjenvinne pakningssettestrengen 101 og sjø-bunnstakken 42 til overflaten og derved sluttføre installa-sjonsoperasjonen for områdepakningen. As described earlier, the area packing assembly 1 could comprise more than one anchor 4. Separately, for a preferred embodiment, a bottom anchor 4 would set up an installation procedure where the bottom packing element 3 and a bottom anchor (not shown) are inserted first, after which a tensile test by means of application of tension in the cable 7 is carried out to verify a successful setting of this part of the area packing 1. Then the top packing element 2 and the anchor 4 can be inserted. Furthermore, top and bottom anchors are usually used if an expansion joint is included in the area packing 1. Such expansion joints may be required if expected temperature differences in the well exceed certain limits, or if the area packing 1 is installed over expansion joints in the well to fix leaks. A person skilled in the art would recognize all such considerations, and no further references are given here. Figure 9 schematically illustrates an installed area packing 1 in a producing well after the actual setting tool 100 with associated elements has been recovered and production of the well has been restored. As can be seen, no fluids will now be produced from the upper, perforated section 80, while fluids from the lower-lying zone 91 are produced through the area packing 1. Figure 10 illustrates recovery of the setting tool assembly from the well. Figure 10 shows the setting tool 100 itself and aids after recovery into the top section of the seabed stack 42. Furthermore, the figure shows the lower end of the seabed stack. After recovery and a positive indication that the entire area seal set string 101 is located in a defined top section in the seabed stack 42, the valves 36a and 36b are closed. Appropriate flushing, pressure testing and monitoring actions are then performed before the fat injection head 62 is disconnected. The relevant steps described in the preceding sections are then reversed to recover the packing set string 101 and the seabed stack 42 to the surface and thereby complete the installation operation for the area packing.

Claims

1. Device for isolating a section of a wellbore, where the device includes an area packing (1) and associated systems (100, 10) for selective setting of at least one upper packing element (2), at least one lower packing element (3) and at least one anchoring device (4) for the area seal (1), characterized in that at least one setting element (10) for the area seal (1) is operated independently of other setting elements.

2. Device according to claim 1, characterized in that the setting element (10) is controlled by means of a wireless communication means (11, 14).

3. Device according to claim 2, characterized in that the wireless communication means (11, 14) includes at least one transmitter and at least one receiver and/or at least one transmitter/receiver.

4. Device according to claim 1, characterized in that the axial length LI of the setting tool (100) is smaller than the axial length L2 of the area gasket (1).

5. Device according to claim 4, characterized in that the axial length LI of the setting tool (100) is less than three quarters of the axial length L2 of the area gasket (1).

6. Device according to claim 4, characterized in that the axial length LI of the setting tool (100) is less than half of the axial length L2 of the area seal (1).

7. Device according to claim 4, characterized in that the axial length LI of the setting tool (100) is less than a quarter of the axial length L2 of the area gasket (1).

8. Device according to claim 1, characterized in that at least one separate setting element (10) is integrated into a part of a tubular body of the area seal (1).

9. Method for isolating a section of a well hole, the method comprising inserting an area packing (1) using a system for selectively inserting at least one upper packing element (2), at least one lower packing element (3) and at least one anchoring device for the area seal (1), characterized in that the method comprises operating at least one of the setting tool's (1) setting elements (10) independently of other setting elements.

10. Method according to claim 9, characterized by controlling the at least one separate setting element (10) by using a wireless communication means (11, 14).

11. Method according to claim 9, characterized by providing a setting tool (100) which has an axial length which is significantly smaller than the axial length of the area gasket (1).