NO336242B1

NO336242B1 - Well completion arrangement and method for preparing a well for abandonment.

Info

Publication number: NO336242B1
Application number: NO20111760A
Authority: NO
Inventors: Bård Martin Tinnen
Original assignee: Wtw Solutions As
Priority date: 2011-12-21
Filing date: 2011-12-21
Publication date: 2015-06-29
Also published as: WO2013095154A1; NO20111760A1; US20140326470A1; EP2795048A1; EP2795048A4

Description

BRØNNKOMPLETTERINGSARRANGEMENT OG FREMGANGSMÅTE FOR Å KLARGJØRE EN BRØNN FOR OPPGIVELSE WELL COMPLETION ARRANGEMENT AND PROCEDURE FOR PREPARING A WELL FOR ABANDONMENT

Denne oppfinnelse vedrører kontrollert deling, frigjøring og fjerning av i det minste én ledning fra en avgrenset seksjon av et ringrom mellom et produksjonsrør og et fo-ringsrør i en brønn knyttet til produksjon av hydrokarboner. Den foreliggende oppfinnelse vedrører mer spesifikt et brønnkompletteringsarrangement for fjerning av i det minste et parti av en ledning som strekker seg i et ringrom mellom et produksjonsrør og et foringsrør i en brønn, og en fremgangsmåte for å klargjøre en brønn for oppgivelse. This invention relates to the controlled splitting, release and removal of at least one line from a defined section of an annulus between a production pipe and a casing pipe in a well associated with the production of hydrocarbons. The present invention relates more specifically to a well completion arrangement for removing at least a portion of a line extending in an annulus between a production pipe and a casing in a well, and a method for preparing a well for abandonment.

Hovedformålet med den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe et arrangement og en fremgangsmåte for kontrollert fjerning av i det minste en seksjon av i det minste én ledning i en brønn. The main purpose of the present invention is to provide an arrangement and a method for the controlled removal of at least one section of at least one line in a well.

I dette dokumentet er uttrykket ledning ment å være hvilken som helst ledning som strekker seg i et ringrom mellom et produksjonsrør og et foringsrør. En slik ledning kan være en styreledning, en kommunikasjonsledning, en kjemikalieinjeksjonsledning og lignende. Ledningen kan bli brukt til overføring av elektriske eller fiberoptiske sig-naler, elektrisk kraft, hydraulisk fluidtrykk, avleiringshemmende kjemikalier og lignende. For enkelhets skyld omtales ledningen vanligvis som styreledning, men kan være hvilken som helst ledning nevnt ovenfor. In this document, the term conduit is intended to be any conduit that extends in an annulus between a production pipe and a casing. Such a line can be a control line, a communication line, a chemical injection line and the like. The line can be used for the transmission of electrical or fiber-optic signals, electrical power, hydraulic fluid pressure, deposit-inhibiting chemicals and the like. For simplicity, the wire is usually referred to as the control wire, but can be any of the wires mentioned above.

Når en brønn på et olje-/gassfelt og beslektede brønner forlates, må nedstengingen av brønnen utføres i henhold til gjeldende lovbestemte fremgangsmåter. Det generelle uttrykk for slike operasjoner er tilbakeplugging og oppgivelse ("plug and abandon-ment"). De lovbestemte fremgangsmåter angir antallet og arten av barrierer som må være permanent opprettet mellom den hydrokarbonførende formasjon og overflaten. Enn videre angir fremgangsmåtene hvilket utstyr som kan etterlates permanent i brønnen, og hvilket utstyr som må fjernes. When a well on an oil/gas field and related wells is abandoned, the shut-in of the well must be carried out in accordance with applicable statutory procedures. The general expression for such operations is "plug and abandon-ment". The statutory procedures specify the number and nature of barriers that must be permanently created between the hydrocarbon-bearing formation and the surface. Furthermore, the procedures indicate which equipment can be left permanently in the well, and which equipment must be removed.

Tilbakepluggings- og oppgivelsesoperasjoner er tradisjonelt blitt utført ved å bruke rigger eller skreddersydde jekkesystemer, kutte produksjonsrøret og styreledningen dypt nede i brønnen og trekke alt ut til overflaten. Etter dette blir brønnen sementert, og de øvre seksjoner av foringsrøret og lederørene blir kuttet og fjernet. Plug-back and abandonment operations have traditionally been performed using rigs or custom jacking systems, cutting the production pipe and control line deep down the well and pulling everything out to the surface. After this, the well is cemented, and the upper sections of the casing and guide pipes are cut and removed.

For havbunnsbrønner blir bruk av rigger for tilbakepluggings- og oppgivelsesoperasjoner ekstremt kostbar. Det finnes i dag ikke jekkesystemer for lignende operasjoner, men blir kanskje utviklet i fremtiden. Bade rigg- og jekkoperasjoner vil under alle om-stendigheter bli meget dyre å bruke for tilbakeplugging og oppgivelse av havbunns-brønner. For subsea wells, the use of rigs for plugging back and abandonment operations becomes extremely expensive. Jacking systems for similar operations do not currently exist, but may be developed in the future. Bade rigging and jacking operations will under any circumstances be very expensive to use for plugging back and abandoning seabed wells.

Regelverket knyttet til tilbakepluggings- og oppgivelsesarbeid gir rom for å etterlate produksjonsrøret som en del av det permanent sementerte utstyr etterlatt i brønnen. Styreledninger brukt til å kommunisere og/eller betjene nedihullsutstyr, som f.eks. sensorer og strømningsreguleringsanordninger, kan imidlertid ikke etterlates permanent i brønnen da de representerer et potensial for fremtidige lekkasjeveier gjennom sementen. Styreledningene er typisk fastspent til utsiden av produksjonsrøret, og i de fleste tilfeller finnes det ikke noen praktisk måte å fjerne styreledningene på uten å kutte og trekke opp selve produksjonsrøret. The regulations related to plugging back and abandonment work allow for the production pipe to be left behind as part of the permanently cemented equipment left in the well. Control lines used to communicate and/or operate downhole equipment, such as sensors and flow control devices, however, cannot be left permanently in the well as they represent a potential for future leakage paths through the cement. The control lines are typically clamped to the outside of the production pipe, and in most cases there is no practical way to remove the control lines without cutting and pulling up the production pipe itself.

Fra publikasjonen EP2206877 er det kjent en klemme med en kuttemekanisme for å skjære en kabel i et ringrom i en brønn. Klemmen kan ha gjengede ender som kan installeres som en del av et produksjonsrør. Kabelen er holdt på plass ved hjelp av en brakettkasse som ved hjelp av bolter er festet til klemmen. Kuttemekanismen er anordnet i brakettkassen og aktiveres når produksjonsrøret blir satt i strekk. From publication EP2206877, a clamp with a cutting mechanism is known for cutting a cable in an annulus in a well. The clamp may have threaded ends that can be installed as part of a production pipe. The cable is held in place by means of a bracket box which is attached to the clamp by means of bolts. The cutting mechanism is arranged in the bracket box and is activated when the production pipe is put under tension.

Oppfinnelsen har som formål å avhjelpe eller i det minste redusere én eller flere ulem-per ved kjent teknikk. The purpose of the invention is to remedy or at least reduce one or more disadvantages of known technology.

Formålet oppnås ved trekk som angitt i nedenstående beskrivelse og i de påfølgende patentkrav. The purpose is achieved by features as stated in the description below and in the subsequent patent claims.

I dette dokument skal deling bety enhver form for deling av ledningen, som f.eks. å kutte over, klippe, trekke fra hverandre, som f.eks. trekke fra hverandre i et svakt punkt eller en kopling opprettet på forhånd i ledningen, avklemming samt fråkopling ved hjelp av betjening av ledningskoplinger utformet for formålet. In this document, division shall mean any form of division of the line, such as e.g. to cut across, cut, pull apart, as e.g. pulling apart at a weak point or a connection created in advance in the line, de-clamping and disconnection using the operation of line connections designed for the purpose.

I et første aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt et brønnkom-pletteringsarrangement for fjerning av i det minste et parti av en ledning som strekker seg i et ringrom mellom et produksjonsrør og et foringsrør i en brønn, hvor arrangementet omfatter: In a first aspect of the present invention, there is provided a well completion arrangement for removing at least a portion of a line extending in an annulus between a production pipe and a casing in a well, the arrangement comprising:

- i det minste to fastspenningsmidler plassert med innbyrdes avstand i produksjonsrø-rets lengderetning og festet til dette, hvor fastspenningsmidlene er konfigurert til å fiksere ledningen med hensyn til produksjonsrøret; - et delemiddel for frigjøring av ledningen fra intervallet avgrenset av i det minste et øvre fastspenningsmiddel og et nedre fastspenningsmiddel av de i det minste to fastspenningsmidler; - et ledningsmanipulatorapparat for å aktivere nevnte delemiddel for derved å tilveiebringe frigjøring av ledningen; og - et ledningsuttrekkingsapparat for å forskyve den frigjorte ledningen fra nevnte intervall og inn i produksjonsrøret og derved fjerne ledningen fra ringrommet. - at least two clamping means placed at a distance from each other in the longitudinal direction of the production pipe and attached to this, where the clamping means are configured to fix the line with respect to the production pipe; - a dividing means for releasing the wire from the interval defined by at least one upper clamping means and one lower clamping means of the at least two clamping means; - a wire manipulator apparatus for activating said dividing means to thereby provide release of the wire; and - a line extraction apparatus for displacing the freed line from said interval into the production pipe and thereby removing the line from the annulus.

Fastspenningsmidlene kan utgjøre et parti av det produksjonsrør som forbinder to produksjonsrørlengder, eller tilknyttet tverrforbindelsesrørledning mot produksjonsrø-ret. The clamping means can form a part of the production pipe that connects two production pipe lengths, or associated cross connection pipeline to the production pipe.

Arrangementet kan være forsynt med et tilordningsmiddel som skal styre plasseringen av i det minste manipulatorapparatet med hensyn til holdemidlet. The arrangement can be provided with an assignment means which will control the position of at least the manipulator device with respect to the holding means.

Ledningsmanipulatorapparatet kan omfatte ledningsuttrekkingsapparatet. The cord manipulator apparatus may comprise the cord extraction apparatus.

Delemidlet kan være tilveiebrakt i det minste i ett av fastspenningsmidlene. The dividing means may be provided in at least one of the clamping means.

Alternativt kan delemidlet være tilveiebrakt i manipulatorapparatet. Delemidlet kan således være tilpasset til å gjennomskjære et parti av fastspenningsmidlet. Alternatively, the dividing means can be provided in the manipulator apparatus. The dividing means can thus be adapted to cut through a part of the fastening means.

Ledningsmanipulatoren kan videre være forsynt med gripemidler tilpasset for å gå i inngrep med en profil på fastspenningsmidlet. Profilen kan være anordnet i tilstøting til holdemidlet. The cable manipulator can also be provided with gripping means adapted to engage with a profile on the clamping means. The profile can be arranged adjacent to the holding means.

Uttrekkingsapparatet kan være et strømnings- og/eller trykkfremkallende apparat innrettet til å forskyve ledningen fra utsiden og til innsiden av produksjonsrøret. I én ut-førelsesform av den foreliggende oppfinnelse er det strømnings- og/eller trykkfremkallende apparat en pumpe plassert på brønnens overflate. The extraction device can be a flow and/or pressure inducing device designed to displace the line from the outside to the inside of the production pipe. In one embodiment of the present invention, the flow and/or pressure inducing device is a pump placed on the surface of the well.

I et andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for å klargjøre en brønn for oppgivelse, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene: - å innlemme i det minste to fastspenningsmidler plassert med innbyrdes avstand i et produksjonsrør under komplettering av brønnen, hvor fastspenningsmidlene er forsynt med et holdemiddel for fiksering av en ledning med hensyn til fastspenningsmidlene, idet ledningen strekker seg i et ringrom mellom produksjonsrøret og et foringsrør; - å tilveiebringe et delemiddel for frigjøring av ledningen i det minste ved et øvre fastspenningsmiddel og ved et nedre fastspenningsmiddel av de i det minste to fastspenningsmidler; - å tilveiebringe et apparat konfigurert til å aktivere delemiddelet for derved å bevirke deling av ledningen; og - å tilveiebringe et apparat for å forskyve den frigjorte ledningen fra intervallet avgrenset av i det minste det øvre fastspenningsmiddel og det nedre fastspenningsmiddel av de i det minste to fastspenningsmidler, og inn i produksjonsrøret. In a second aspect of the present invention, a method is provided for preparing a well for abandonment, where the method comprises the steps: - incorporating at least two clamping means placed at a distance from each other in a production pipe during completion of the well, where the clamping means are provided with a holding means for fixing a line with respect to the clamping means, the line extending in an annulus between the production pipe and a casing; - providing a dividing means for releasing the wire at least at an upper clamping means and at a lower clamping means of the at least two clamping means; - providing an apparatus configured to activate the splitting means to thereby effect splitting of the wire; and - providing an apparatus for displacing the released conduit from the interval defined by at least the upper clamping means and the lower clamping means of the at least two clamping means, and into the production pipe.

Det følgende beskriver et ikke begrensende eksempel på en foretrukket utførelsesform illustrert på de medfølgende tetninger, hvor: Fig. 1 er et generisk snittriss av en brønn for produksjon av hydrokarboner; Fig. 2 illustrerer en kjent tilbakepluggings- og oppgivelsesteknikk; Fig. 3 illustrerer et ønsket scenario for tilbakeplugging og oppgivelse, hvilket søkes ved hjelp av oppfinnelsen beskrevet i dette skrift; Fig. 4 illustrerer kjente festeteknikker for fastgjøring av en styreledning til pro-duksjonsrør; Fig. 5 illustrerer en generisk brønnkomplettering ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 6 illustrerer den samme brønnkomplettering som vist på fig. 5, men hvor styreledningen er blitt fjernet; Fig. 7 illustrerer kompletteringene fra fig. 5-6 etter at brønnen er sementert; Fig. 8a illustrerer i et snittriss én utførelsesform av et nedre klammer i henhold til oppfinnelsen i dette skrift; Fig. 8b illustrerer et sideriss av fig. 8a sett fra høyre mot venstre; Fig. 9a illustrerer det nedre klammer på fig. 8a, hvor et kabelkjørt manipulerings-verktøy blir brukt for å opprette et kutt og utføre en innledende frigjø-ringsoperasjon for styreledningen; Fig. 9b illustrerer et sideriss av fig. 9a sett fra høyre mot venstre; Fig. 10a illustrerer i et snittriss en utførelsesform av et mellomklammer i henhold til oppfinnelsen i dette skrift; Fig. 10b illustrerer et sideriss av fig. 10a sett fra høyre mot venstre; Fig. Ila illustrerer mellomklammeret på fig. 10a, og et kabelkjørt manipulerings-verktøy brukt for å utføre en frigjøringsoperasjon for styreledningen; Fig. 11b illustrerer et sideriss av fig. Ila sett fra høyre mot venstre; Fig. 12a illustrerer et snittriss av én utførelsesform av et øvre klammer i henhold til oppfinnelsen i dette skrift; Fig. 12b illustrerer et sideriss av fig. 12a sett fra høyre mot venstre; Fig. 13a illustrerer det øvre klammer på fig. 12a, og et kabelkjørt manipulerings-verktøy brukt til å utføre en kutte- og frigjøringsoperasjon for styreledningen; Fig. 13b illustrerer et sideriss av fig. 13a sett fra høyre mot venstre; Fig. 14a illustrerer det øvre klammer på fig. 12a-13a, etter at styreledningen er blitt kuttet og frigjort, og viser det innledende trinn i fjerneoperasjonen for styreledningen; Fig. 14b illustrerer et sideriss av fig. 14a sett fra høyre mot venstre; Fig. 15a illustrerer et snittriss av et øvre klammer i en annen utførelsesform, og et kabelkjørt manipuleringsverktøy brukt til å utføre en kutte- og frigjørings-operasjon for styreledningen; Fig. 15b illustrerer et sideriss av fig. 15a sett fra høyre mot venstre; Fig. 16a illustrerer det øvre klammer på fig. 15a etter at styreledningen er kuttet og frigjort, og viser det innledende trinn i fjerneoperasjonen for styreledningen; Fig. 16b illustrerer et sideriss av fig. 16a sett fra høyre mot venstre; Fig. 17a illustrerer et snittriss av en annen utførelsesform av et øvre klammer i henhold til oppfinnelsen i dette skrift; Fig. 17b illustrerer et sideriss av fig. 17a sett fra høyre mot venstre; Fig. 18a illustrerer det øvre klammer på fig. 17a, og et kabelkjørt manipulerings-verktøy brukt til å utføre en kutte- og frigjøringsoperasjon for styreledningen; Fig. 18b illustrerer et sideriss av fig. 17a sett fra høyre mot venstre; Fig. 19a illustrerer det øvre klammer på fig. 17a-18a, etter at styreledningen er blitt kuttet og frigjort, og viser det innledende trinn i fjerneoperasjonen for styreledningen; Fig. 19b illustrerer et sideriss av fig. 19a sett fra høyre mot venstre; Fig. 20a illustrerer i et snittriss en annen utførelsesform av et øvre klammer i henhold til oppfinnelsen i dette skrift; Fig. 20b illustrerer et sideriss av fig. 20a sett fra høyre mot venstre; Fig. 21a illustrerer det øvre klammer på fig. 20a, og et kabelkjørt manipulerings-verktøy i inngrep med det for å utføre en kutte- og frigjøringsoperasjon for styreledningen; Fig. 21b illustrerer et sideriss av fig. 21a sett fra høyre mot venstre; Fig. 22a illustrerer det øvre klammer på fig. 20a-21a, etter at styreledningen er blitt kuttet og frigjort, og systemet er klart for fjerneoperasjonen for styreledningen; Fig. 22b illustrerer et sideriss av fig. 22a sett fra høyre mot venstre; Fig. 23a illustrerer i mindre skala et snittriss av en større prinsippskisse av en brønn samt brønnstatusen ved fullføring av manipuleringstrinnet illustrert på fig. 22a; Fig. 23b illustrerer i større skala en detalj på fig. 23a; Fig. 24a illustrerer et første trinn for fjerning av styreledningen med utgangspunkt i et scenario som illustrert på fig. 23a; Fig. 24b illustrerer i større skala en detalj på fig. 24a; Fig. 25a illustrerer et andre trinn for fjerning av styreledningen med utgangspunkt i et scenario som illustrert på fig. 23a; Fig. 25b illustrerer i større skala en detalj på fig. 25a; Fig. 26a illustrerer et snittriss av et alternativt arrangement for fjerning av styreledningen med utgangspunkt i et scenario som illustrert på fig. 23a; The following describes a non-limiting example of a preferred embodiment illustrated on the accompanying seals, where: Fig. 1 is a generic sectional view of a well for the production of hydrocarbons; Fig. 2 illustrates a known plug back and release technique; Fig. 3 illustrates a desired scenario for plugging back and giving up, which is sought by means of the invention described in this document; Fig. 4 illustrates known fixing techniques for fixing a control line to production pipe; Fig. 5 illustrates a generic well completion according to the present invention; Fig. 6 illustrates the same well completion as shown in fig. 5, but where the control cable has been removed; Fig. 7 illustrates the additions from fig. 5-6 after the well is cemented; Fig. 8a illustrates in a sectional view one embodiment of a lower clamp according to the invention in this document; Fig. 8b illustrates a side view of fig. 8a seen from right to left; Fig. 9a illustrates the lower bracket in fig. 8a, where a cable driven manipulation tool is used to create a cut and perform an initial release operation for the control wire; Fig. 9b illustrates a side view of fig. 9a seen from right to left; Fig. 10a illustrates in a sectional view an embodiment of an intermediate clamp according to the invention in this document; Fig. 10b illustrates a side view of fig. 10a seen from right to left; Fig. 11a illustrates the intermediate bracket of fig. 10a, and a cable driven manipulation tool used to perform a release operation for the control line; Fig. 11b illustrates a side view of fig. Ila seen from right to left; Fig. 12a illustrates a sectional view of one embodiment of an upper clamp according to the invention in this document; Fig. 12b illustrates a side view of fig. 12a seen from right to left; Fig. 13a illustrates the upper clamp of fig. 12a, and a cable driven manipulation tool used to perform a cut and release operation for the control wire; Fig. 13b illustrates a side view of fig. 13a seen from right to left; Fig. 14a illustrates the upper bracket in fig. 12a-13a, after the guide wire has been cut and freed, showing the initial step of the guide wire removal operation; Fig. 14b illustrates a side view of fig. 14a seen from right to left; Fig. 15a illustrates a cross-sectional view of an upper clamp in another embodiment, and a cable-driven manipulation tool used to perform a cut and release operation for the control wire; Fig. 15b illustrates a side view of fig. 15a seen from right to left; Fig. 16a illustrates the upper bracket in fig. 15a after the guide wire has been cut and freed, showing the initial step of the guide wire removal operation; Fig. 16b illustrates a side view of fig. 16a seen from right to left; Fig. 17a illustrates a sectional view of another embodiment of an upper clamp according to the invention in this document; Fig. 17b illustrates a side view of fig. 17a seen from right to left; Fig. 18a illustrates the upper bracket in fig. 17a, and a cable driven manipulation tool used to perform a cut and release operation for the control wire; Fig. 18b illustrates a side view of fig. 17a seen from right to left; Fig. 19a illustrates the upper bracket in fig. 17a-18a, after the guide wire has been cut and freed, showing the initial step of the guide wire removal operation; Fig. 19b illustrates a side view of fig. 19a seen from right to left; Fig. 20a illustrates in a sectional view another embodiment of an upper clamp according to the invention in this document; Fig. 20b illustrates a side view of fig. 20a seen from right to left; Fig. 21a illustrates the upper clamp of fig. 20a, and a cable driven manipulation tool engaging therewith to perform a cut and release operation for the control wire; Fig. 21b illustrates a side view of fig. 21a seen from right to left; Fig. 22a illustrates the upper bracket of fig. 20a-21a, after the control wire has been cut and released, and the system is ready for the control wire removal operation; Fig. 22b illustrates a side view of fig. 22a seen from right to left; Fig. 23a illustrates on a smaller scale a sectional view of a larger principle sketch of a well as well as the well status upon completion of the manipulation step illustrated in fig. 22a; Fig. 23b illustrates on a larger scale a detail of fig. 23a; Fig. 24a illustrates a first step for removing the control cable based on a scenario as illustrated in fig. 23a; Fig. 24b illustrates on a larger scale a detail of fig. 24a; Fig. 25a illustrates a second step for removing the control cable based on a scenario as illustrated in fig. 23a; Fig. 25b illustrates on a larger scale a detail of fig. 25a; Fig. 26a illustrates a sectional view of an alternative arrangement for removing the control cable based on a scenario as illustrated in fig. 23a;

Fig. 26b illustrerer i større skala en detalj på fig. 26a; og Fig. 26b illustrates on a larger scale a detail of fig. 26a; and

Fig. 27 illustrerer et snittriss av en alternativ utførelsesform for fjerning av styreledningen med utgangspunkt i et senario som illustrert på fig. 23a. Fig. 27 illustrates a sectional view of an alternative embodiment for removing the control cable based on a scenario as illustrated in fig. 23a.

I dette dokumentet viser posisjonsangivelser som f.eks. "øvre" og "nedre", "bunn" og "topp" eller "horisontal" og "vertikal" til apparatets posisjon på figurene, som også kan være en naturlig, nødvendig eller praktisk funksjonsposisjon. In this document, position information such as e.g. "upper" and "lower", "bottom" and "top" or "horizontal" and "vertical" to the position of the appliance in the figures, which may also be a natural, necessary or practical functional position.

På fig. 1 er et borehull 101 forsynt med et foringsrør 102 som brukes for å forhindre at borehullet faller sammen under boring og påfølgende produksjon. I den nedre seksjon av brønnen er foringsrøret 102 sementert fast i borehullet 101, hvilket resulterer i en seksjon av det som i dette skrift omtales som foringssement 103, som fyller ringrommet mellom foringsrøret 102 og borehullet 101. Foringssementen 103 utgjør én av flere nødvendige fluidbarrierer mellom undergrunnen, den hydrokarbonførende formasjon og overflaten. In fig. 1, a borehole 101 is provided with a casing 102 which is used to prevent the borehole from collapsing during drilling and subsequent production. In the lower section of the well, the casing pipe 102 is firmly cemented in the borehole 101, which results in a section of what is referred to in this document as casing cement 103, which fills the annulus between the casing pipe 102 and the borehole 101. The casing cement 103 constitutes one of several necessary fluid barriers between the subsoil, the hydrocarbon-bearing formation and the surface.

Fig. 1 illustrerer en generisk brønnkomplettering, hvor den nedre komplettering omfatter et produksjonsforlengningsrør 104 som er sementert fast i borehullet ved bruk av forlengersement 105. Forlengningsrøret er åpent mot hydrokarbonreservoaret via perforeringer 106. Produksjonsforlengningsrørets 104 konstruksjon og konfigurasjon kan variere betydelig fra det som er illustrert i dette skrift, men dette vil en fagmann på området være kjent med, og det blir ikke beskrevet nærmere i dette skrift. Produk-sjonsforlengningsrøret 104 er forankret i og utgjør en tetning mot foringsrøret 102 ved hjelp av et forlengningsrørhengersystem 107. Fig. 1 illustrates a generic well completion, where the lower completion comprises a production extension pipe 104 that is cemented firmly in the borehole using extension cement 105. The extension pipe is open to the hydrocarbon reservoir via perforations 106. The construction and configuration of the production extension pipe 104 may vary significantly from what is illustrated. in this document, but a specialist in the field will be familiar with this, and it will not be described in more detail in this document. The production extension pipe 104 is anchored in and constitutes a seal against the casing pipe 102 by means of an extension pipe hanger system 107.

Den øvre komplettering omfatter et produksjonsrør 108 som er sentrert i den nedre komplettering ved hjelp av en tetning-støtte-sammenstilling 109 (seal stinger assem-bly). I den nedre seksjon av produksjonsrøret 108 er dette avsluttet og danner en tetning mot foringsrøret 102 ved hjelp av en produksjonspakning 110. I toppen av brønnen er produksjonsrøret 108 avsluttet i den nedre seksjon av brønnhodet 111. The upper completion comprises a production pipe 108 which is centered in the lower completion by means of a seal-support assembly 109 (seal stinger assembly-lead). In the lower section of the production pipe 108, this is terminated and forms a seal against the casing pipe 102 by means of a production seal 110. At the top of the well, the production pipe 108 is terminated in the lower section of the wellhead 111.

I den nedre seksjon av produksjonsrøret 108 er det montert en permanent brønn-trykks- og brønntemperaturmåler 112. Denne drives og kommuniserer til overflaten ved hjelp av styreledningen 113. A permanent well pressure and well temperature gauge 112 is mounted in the lower section of the production pipe 108. This is operated and communicates to the surface by means of the control line 113.

I toppen av brønnhodet 111 blokkeres en intervensjonsboring 114 av to kronplugger 115. Pa brønnhodets 111 side er en forbindelsesledning 116 forbundet med en pro-duksjonsboring 117. At the top of the wellhead 111, an intervention borehole 114 is blocked by two crown plugs 115. On the wellhead 111 side, a connection line 116 is connected to a production borehole 117.

Kompletteringskonstruksjonen kan variere betydelig fra det som er vist på fig. 1, og det finnes vanlige kompletteringskomponenter som ikke er illustrert i dette skrift, så som en sikkerhetsventil nede i borehullet. Dette er gjort bevisst for å forenkle teg-ningene og derved sette fokus på den utforming og de fremgangsmåter som er direkte knyttet til oppfinnelsen beskrevet i dette skrift. Slike fakta vil en fagmann på området være kjent med. The completion construction may vary considerably from that shown in fig. 1, and there are common completion components that are not illustrated in this document, such as a downhole safety valve. This has been done deliberately in order to simplify the drawings and thereby focus on the design and methods that are directly linked to the invention described in this document. An expert in the field will be familiar with such facts.

Fig. 2 illustrerer relevante aspekter i forhold til kjente teknikker for permanent tilbakeplugging og oppgivelse av brønner. I forbindelse med slike operasjoner blir tung drepevæske pumpet inn i brønnen, hvorved det er installert en dyptliggende mekanisk barriere 118. I forbindelse med drepingen av brønnen blir det slått huller 119 i pro-duksjonsrøret 108 for å gi rom for fortrengning av drepevæske både på innsiden og utsiden av produksjonsrøret 108. Som et neste trinn, i henhold til nåværende praksis, blir produksjonsrøret 108 og styreledningen 113 kuttet, vanligvis rett ovenfor produk-sjonspakningen 110, hvilket kutt er illustrert med linjen A-A'. Deretter blir produk-sjonsrøret 108 og styreledningen 113 trukket ut av brønnen ved bruk av tradisjonelt forings-/produksjonsrørhåndteringsutstyr, så som tenger, og vinsjer for styreledning 108, eller skreddersydde jekkbaserte produksjonsrøruttrekkingssystemer på overflaten. Fig. 2 illustrates relevant aspects in relation to known techniques for permanent plugging back and abandonment of wells. In connection with such operations, heavy killing fluid is pumped into the well, whereby a deep-lying mechanical barrier 118 is installed. In connection with the killing of the well, holes 119 are punched in the production pipe 108 to provide room for the displacement of killing fluid both on the inside and the outside of the production pipe 108. As a next step, according to current practice, the production pipe 108 and control line 113 are cut, usually just above the production packing 110, which cut is illustrated by the line A-A'. Next, the production pipe 108 and the control line 113 are pulled out of the well using traditional casing/production pipe handling equipment, such as tongs, and winches for the control line 108, or tailor-made jack-based production pipe extraction systems on the surface.

Det påfølgende trinn ved tilbakeplugging og oppgivelse er installering av en sement-holderanordning 120 før en sementsøyle, som omtales som oppgivelsessement 121, tømmes oppå sementholderen 120. Det er et vanlig krav at høyden på søylen av oppgivelsessement 121 må være lik eller overstige en bestemt lengde L. I mange tilfeller er lengden L lik 50 meter. Et siste viktig krav i dette henseende er at oppgivelsessementen 121 må ha full overlapping med foringssementen 103 for å sørge for den nød-vendige trykkbarrierefunksjon mellom den hydrokarbonførende reservoarformasjon og overflaten. The subsequent step in back plugging and abandonment is the installation of a cement holding device 120 before a column of cement, referred to as abandonment cement 121, is discharged onto the cement holder 120. It is a common requirement that the height of the column of abandonment cement 121 must equal or exceed a certain length L. In many cases, the length L is equal to 50 metres. A final important requirement in this regard is that the release cement 121 must have full overlap with the casing cement 103 to provide the necessary pressure barrier function between the hydrocarbon-bearing reservoir formation and the surface.

Særlig på felter utviklet ved hjelp av havbunnsbrønnløsninger kan tilbakepluggings- og oppgivelsesoperasjoner bli meget kostbare, og dagens praksis krever en borerigg for å utføre operasjonen. Et formål med den foreliggende oppfinnelse er å fjerne behovet for en borerigg for å tilbakeplugge og oppgi brønner. Especially in fields developed using subsea well solutions, plugging back and abandonment operations can be very expensive, and current practice requires a drilling rig to carry out the operation. An object of the present invention is to remove the need for a drilling rig to plug back and report wells.

Fig. 3 illustrerer en hypotetisk situasjon, i henhold til et scenario som søkes oppnådd ved oppfinnelsen beskrevet i dette skrift. I scenarioet illustrert på fig. 3 blir produk-sjonsrøret ikke trukket ut av brønnen. I stedet blir sementen pumpet nedover produk-sjonsrørets 108 innside eller boring, gjennom hullene 119 og opp gjennom ringrommet mellom produksjonsrøret 108 og foringsrøret 102 som illustrert på fig. 3. Resultatet er en søyle av oppgivelsessement 121 som fyller både innsiden og ringrommet på utsiden av produksjonsrøret 108. Gjeldende regelverk gir rom for bruk av en slik fremgangsmåte, hvorved den aktuelle seksjon av produksjonsrør 108 etterlates innkapslet i oppgivelsessementen 121. Den eneste begrensning erat styreledningen 113 ikke kan etterlates inni langs den permanente sementbarriere. Gjeldende regelverk sier at styreledningen 113 kan utgjøre en fremtidig lekkasjevei; den må derfor fjernes før sementen 121 installeres. Det finnes for tiden ikke noen teknikk for å fjerne styreledning 113 fra det ringformede området mellom produksjonsrøret 108 og fo-ringsrøret 102. For å unngå riggoperasjoner for å utføre tilbakepluggings- og oppgivel-sesarbeidet, er det behov for et arrangement og en fremgangsmåte for å kutte og fjerne en seksjon av styreledning 113 fra intervallet med lengde L som illustrert på fig. 3. Fig. 3 illustrates a hypothetical situation, according to a scenario which is sought to be achieved by the invention described in this document. In the scenario illustrated in fig. 3, the production pipe is not pulled out of the well. Instead, the cement is pumped down the inside or bore of the production pipe 108, through the holes 119 and up through the annulus between the production pipe 108 and the casing 102 as illustrated in fig. 3. The result is a column of abandonment cement 121 that fills both the inside and the annulus on the outside of the production pipe 108. Current regulations allow for the use of such a method, whereby the relevant section of production pipe 108 is left encased in the abandonment cement 121. The only limitation is the control line 113 cannot be left inside along the permanent cement barrier. Current regulations state that the control line 113 may constitute a future leakage path; it must therefore be removed before the cement 121 is installed. There is currently no technique for removing guide wire 113 from the annular area between production pipe 108 and casing 102. In order to avoid rigging operations to perform the plugging back and abandonment work, there is a need for an arrangement and method to cut and remove a section of control wire 113 from the interval of length L as illustrated in fig. 3.

Fig. 4 illustrerer kjent teknologi for fastgjøring av styreledningen 113 til produksjons-røret 108. Produksjonsrørets 108 hoveddeler utgjøres av produksjonsrørlengder 401 og muffer 402. I normale tilfeller er hver produksjonsrørlengde omtrent 12 meter lang. Vanlig praksis for installering av en styreledning 113 er å feste den til produk-sjonsrøret 108 ved bruk av ett kabelklammer 403 pr. muffe 402. Det finnes flere ut-forminger av kabelklamre 403, hvor den som er illustrert i dette skrift, har bånd 404 som omgir produksjonsrøret, idet båndene 404 er plassert i tilstøting til muffens 402 skuldre. Dette forhindrer enhver glidning av klamrene 403 langs produksjonsrøret 108 under installering i brønnen. Klammeret 403 er vanligvis en hengslet utforming som monteres manuelt når brønn kompletteringen kjøres. Klamrene 403 blir montert på produksjonsrøret 108 som illustrert, hvoretter styreledningen(e) blir ledet inn i spor 405 i klammeret 403 før dette lukkes og trekkes til ved bruk av momentbolter 406. Som en del av denne prosessen, blir styreledningen 113 klemt sammen mot produk-sjonsrøret 108 via klammerets 403 hovedskuldre 407 og sikres følgelig mot enhver glidebevegelse langs lengden av produksjonsrøret 108. Ifølge gjeldende praksis er fjerning av styreledning 113 fra ringrommet mellom produksjonsrøret 108 og forings-røret 102 vanskelig da styreledningens 113 orientering er ukjent; produksjonsrøret 108 kan være desentrert inne i foringsrøret 102, klamrene 403 kan være laget av meget harde materialer, vanskelige å kutte osv. Endelig finnes det, med hensyn til det å kutte produksjonsrøret 108 og styreledningen 113, myndighetskrav om ikke å påføre skade på foringsrøret 102, hvilket vanskeliggjør en kutte-, tilordnings- og uttrekkings- Fig. 4 illustrates known technology for attaching the control line 113 to the production pipe 108. The main parts of the production pipe 108 consist of production pipe lengths 401 and sleeves 402. In normal cases, each production pipe length is approximately 12 meters long. Common practice for installing a control line 113 is to attach it to the production pipe 108 using one cable clamp 403 per sleeve 402. There are several designs of cable clamps 403, where the one illustrated in this document has bands 404 that surround the production pipe, the bands 404 being placed adjacent to the shoulders of the sleeve 402. This prevents any sliding of the clamps 403 along the production pipe 108 during installation in the well. The bracket 403 is usually a hinged design that is installed manually when the well completion is run. The clamps 403 are mounted on the production pipe 108 as illustrated, after which the control line(s) are guided into slots 405 in the clamp 403 before this is closed and tightened using torque bolts 406. As part of this process, the control line 113 is clamped against the product -sion pipe 108 via the clamp 403's main shoulders 407 and is consequently secured against any sliding movement along the length of the production pipe 108. According to current practice, removing the control line 113 from the annulus between the production pipe 108 and the casing pipe 102 is difficult as the orientation of the control line 113 is unknown; the production pipe 108 may be off-center inside the casing 102, the clamps 403 may be made of very hard materials, difficult to cut, etc. Finally, with respect to cutting the production pipe 108 and the control line 113, there are regulatory requirements not to cause damage to the casing 102 , which makes it difficult to cut, assign and extract

prosess for styreledningen 113. process for the board of directors 113.

Ifølge den foreliggende oppfinnelse blir en brønn komplettert på en annen måte enn slik det utføres i dag. Nærmere bestemt foreslås seksjoner av brønnen som overlapper med intervallet med lengde L på fig. 3, komplettert ved hjelp av kabelfastspenningsar-rangementer som har særegen karakteristikk for å underlette frigjøring, tilgang til og fjerning av styreledningen 113 over et intervall som har en lik eller overskytende overlapping med intervallet med lengde L på fig. 3. According to the present invention, a well is completed in a different way than is done today. More specifically, sections of the well are proposed that overlap with the interval of length L in fig. 3, supplemented by means of cable tensioning arrangements which have the distinctive characteristic of facilitating the release, access and removal of the control line 113 over an interval which has an equal or greater overlap with the interval of length L of FIG. 3.

Fig. 5 illustrerer en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. På illustrasjonen er det illustrert fastspenningsmidler omfattende ett øvre klammer 501, to mellomklamre 502, 502' og ett nedre klammer 503. En viktig funksjonalitet knyttet til disse klamre 501, 502, 502' 503 er å feste ledningen 113 til produksjonsrøret 108 under installering av brønnkompletteringen og i brønnens levetid. Vesentlige funksjonalitetstrekk i forbindelse med tilbakeplugging og oppgivelse av brønner er: Fig. 5 illustrates a preferred embodiment of the invention. The illustration illustrates clamping means comprising one upper clamp 501, two intermediate clamps 502, 502' and one lower clamp 503. An important functionality associated with these clamps 501, 502, 502' 503 is to attach the line 113 to the production pipe 108 during installation of the well completion and in the lifetime of the well. Essential features of functionality in connection with plugging back and abandonment of wells are:

• Evnen til å utføre en kontrollert deling av ledningen 113 (gjøres typisk i det øvre klammer 501, det nedre klammer 503 eller begge). • Evnen til å utføre en kontrollert frigjøring av ledningen 113 (gjøres typisk i det øvre klammer 501 og det nedre klammer 503 i forbindelse med en dele-/kutteoperasjon, og i noen utførelsesformer i mellomklamrene 502, 502'). • Evnen til på kontrollert vis å fjerne i det minste en størstedel av ledningen 113 fra et intervall som er like stort som eller overskrider, og som overlapper, intervallet L som beskrevet ovenfor. • The ability to perform a controlled division of the wire 113 (typically done in the upper clamp 501, the lower clamp 503 or both). • The ability to perform a controlled release of the wire 113 (typically done in the upper clamp 501 and the lower clamp 503 in connection with a dividing/cutting operation, and in some embodiments in the intermediate clamps 502, 502'). • The ability to controllably remove at least a majority of the wire 113 from an interval equal to or exceeding, and overlapping, the interval L as described above.

Det finnes flere tenkelige måter å oppnå ovennevnte på - noen eksempler blir beskrevet i forhold til dette dokuments påfølgende figurer. There are several conceivable ways of achieving the above - some examples are described in relation to the following figures of this document.

I én utførelsesform av oppfinnelsen blir hele styreledningen 113 fjernet i én omgang. For denne utførelsesformen er mellomklamrene 502, 502' konstruert for å gi rom for kontrollert frigjøring av styreledningen 113 fra produksjonsrøret på disse steder, uten at styreledningen 113 kuttes. In one embodiment of the invention, the entire control line 113 is removed in one go. For this embodiment, the intermediate clamps 502, 502' are designed to allow for controlled release of the control line 113 from the production pipe at these locations, without the control line 113 being cut.

I en annen utførelsesform blir styreledningen 113 fjernet sekvensielt. I én tilknyttet utførelsesform blir styreledningen 113 fjernet i seksjoner som for det meste overlapper med lengden av de tilknyttede produksjonsrørlengder. I dette tilfelle er det kanskje ikke relevant å bruke mellomklamrene 502, 502'. I én beslektet utførelsesform er det øvre klammer 501 og det nedre klammer 503 integrert i én enhetlig konstruksjon, hvilken sørger for både evnen til å dele den aktuelle seksjon av styreledning 113 og fjerning av denne fra det aktuelle intervall. In another embodiment, the control line 113 is removed sequentially. In one related embodiment, the control line 113 is removed in sections that mostly overlap with the length of the associated production tubing lengths. In this case, it may not be relevant to use the intermediate clamps 502, 502'. In a related embodiment, the upper clip 501 and the lower clip 503 are integrated into one unitary structure, which provides both the ability to split the relevant section of guide wire 113 and remove it from the relevant interval.

Det skal fremheves at klamrene 501, 502, 502', 503 beskrevet i dette skrift ikke be-høves for fastgjøring av styreledning 113 langs hele brønn intervallet. De er bare nød-vendige for det intervall hvor styreledningen 113 må kuttes/deles, frigjøres og fjernes i forbindelse med en tilbakepluggings- og oppgivelsesoperasjon. Fig. 6 illustrerer det scenario hvor styreledningen 113 er blitt fjernet fra det aktuelle intervall ved hjelp av de teknikker som er fremsatt i dette skrift. Legg merke til at dette vanligvis skjer på et tidspunkt hvor de innledende trinn i en tilbakepluggings- og oppgivelsesoperasjon er avsluttet; følgelig er hullene 119 slått i produksjonsrøret 108 og den dyptliggende mekaniske barriere 118 er installert. Fig. 7 illustrerer det scenario hvor det aktuelle intervall er blitt sementert; dette er det nye oppgivelsesscenario i henhold til filosofien og teknikkene fremsatt i dette skrift. Ett siste trinn i oppgivelsesprosessen som ikke er illustrert i dette skrift, vedrører fjer-ningen av ventiltreet 111, forbindelsesledningen 116 og de øvre seksjoner av forings-røret 102. It should be emphasized that the clamps 501, 502, 502', 503 described in this document are not needed for fixing the control line 113 along the entire well interval. They are only necessary for the interval where the control line 113 must be cut/split, released and removed in connection with a plugging back and abandonment operation. Fig. 6 illustrates the scenario where the control line 113 has been removed from the relevant interval using the techniques presented in this document. Note that this usually occurs at a time when the initial steps of a plug back and abandon operation have been completed; accordingly, the holes 119 are punched in the production pipe 108 and the deep mechanical barrier 118 is installed. Fig. 7 illustrates the scenario where the relevant interval has been cemented; this is the new abandonment scenario according to the philosophy and techniques presented in this paper. One final step in the abandonment process that is not illustrated herein concerns the removal of the valve tree 111, the connecting line 116 and the upper sections of the casing 102.

Som nevnt ovenfor kan den nøyaktige konstruksjon og antallet av de nye klamre som er fremsatt i dette skrift, variere. I én utførelsesform av oppfinnelsen oppnås betjeningen av aktuelle klamre, så som det øvre klammer 501, mellomklammeret/- klamrene 502, 502' og det nedre klammer 503, for å utføre de nødvendige tilbakepluggings- og oppgivelsestrinn (som f.eks. deling, frigjøring av og tilgang til styreledningen) ved hjelp av kabelkjørte manipuleringsteknikker. I andre utførelsesformer gjennomføres betjeningen ved hjelp av systemmanipulasjon via styreledningen 113. I enda en annen utførelsesform blir komponentene betjent ved hjelp av mekaniske systemer, så som mekaniske tellere og aktiveringsmekanismer, betjent ved manipulering av produksjonsrørtrykk, ringromstrykk eller begge etter et forhåndsbestemt intervall av trykkimpulser definert ved amplitude, varighet, frekvens og lignende. I én utførel-sesform blir betjeningen gjennomført ved hjelp av en kombinasjon av ovenstående teknikker. Fig. 8a og fig. 8b illustrerer én utførelsesform av et nedre klammer 503 i tilknytning til én utførelsesform av oppfinnelsen. Merk at figurene bare har som formål å være ikke-begrensende eksempler og illustrasjoner. Fig. 8a illustrerer et snittriss av det nedre klammer 503 sett fra siden, mens fig. 8b illustrerer samme snitt, ubeskåret og slik det ses forfra, sett fra høyre mot venstre på As noted above, the exact construction and number of novel staples presented herein may vary. In one embodiment of the invention, the operation of relevant clamps, such as the upper clamp 501, the intermediate clamp(s) 502, 502' and the lower clamp 503, is achieved to perform the necessary plugging back and release steps (such as splitting, releasing off and access to the control wire) using cable driven manipulation techniques. In other embodiments, operation is accomplished by means of system manipulation via the control line 113. In yet another embodiment, the components are operated by means of mechanical systems, such as mechanical counters and actuation mechanisms, operated by manipulation of production pipe pressure, annulus pressure, or both after a predetermined interval of pressure pulses defined by amplitude, duration, frequency and the like. In one embodiment, the operation is carried out using a combination of the above techniques. Fig. 8a and fig. 8b illustrates one embodiment of a lower clamp 503 in connection with one embodiment of the invention. Note that the figures are only intended to be non-limiting examples and illustrations. Fig. 8a illustrates a sectional view of the lower clamp 503 seen from the side, while Fig. 8b illustrates the same section, uncut and as seen from the front, seen from right to left on

fig. 8a, mot den side hvor styreledningen 113 er festet. fig. 8a, towards the side where the control cable 113 is attached.

For denne utførelsesform erstatter det nedre klammer 503 muffen 402 på fig. 4, hvilket betyr at produksjonsrørlengdene 401 er skrudd direkte inn i det nedre klammer 503. Variasjoner kan vare aktuelle, som f.eks. bruk av overganger til produksjonsrøret og lignende. Dette vil en fagmann på området være kjent med, og det beskrives ikke nærmere i dette skrift. For this embodiment, the lower bracket 503 replaces the sleeve 402 in fig. 4, which means that the production pipe lengths 401 are screwed directly into the lower clamp 503. Variations may be relevant, such as e.g. use of transitions to the production pipe and the like. A specialist in the field will be familiar with this, and it is not described in more detail in this document.

For denne utførelsesform er formålet med det nedre klammer 503 kun å legge til rette for en kontrollert fremgangsmåte for kutting av styreledningen 113. For å gjøre dette er styreledningen plassert i et spor 801 i det nedre klammer 503 og festet til det nedre klammer 503 ved bruk av et holdemiddel i form av et blokkelement 802 festet med bolter 803. Endelig innbefatter det nedre klammer 503 tilordningsmidler i form av en tilordnings- og orienteringsprofil 804 for et kabelkjørt verktøy som skal brukes i tilbakepluggings- og oppgivelsesoperasjonen. Profilen 804 kan være av lignende konstruksjon og fasong som orienterings-/tilordningskiler brukt i forbindelse med installering av gassløftventiler i sidelommestammer. Dette vil en fagmann på området være kjent med, og det omtales ikke nærmere i dette skrift. Fig. 9a og fig. 9b illustrerer prosessen med kutting av ledningen 113 forden gitte ut-førelsesform av det nedre klammer 503. Her blir et ledningsmanipuleringsapparat i form av et skreddersydd kabelkjørt verktøy 901 plassert korrekt ved hjelp av en tilordningsbolt 902 som orienterer verktøyet 901 med hensyn til tilordningsprofilen 804. Legg merke til at det kabelkjørte verktøy 901 på fig. 9a er vist i et sideriss og ikke i et snittriss slik som klammeret 503 og produksjonsrøret 108. Deretter brukes et delemiddel i form av et tversgående kutterelement 903 for å opprette et tversgående kutt 904 i ledningen 113 like ovenfor blokkelementet 802. Den seksjon av ledning 113 som befinner seg ovenfor det nedre klammer 503, er derved blitt delt og frigjort, og kan nå trekkes oppover. Fig. 10a og 10b illustrerer én utførelsesform av et mellomklammer 502 i tilknytning til en lignende utførelsesform av oppfinnelsen som fig. 8-9. Hovedforskjellen fra det nedre klammer 503 på fig. 8-9 er at på fig. 10 er styreledningen 113 festet til klammeret 502 med et holdemiddel vist som et hengslet blokkelement 1001. Fig. Ila og fig. 11b illustrerer prosessen for frigjøring av styreledningen 113 fra mellomklammeret 502 for denne gitte utførelsesform av oppfinnelsen. På lignende måte som i prosessen beskrevet på fig. 8-9, anvendes det et kabelkjørt verktøy 901 til dette formål. Det kabelkjørte verktøy 901 kan være det samme som det som er beskrevet på fig. 8-9, idet det brukes ulike verktøymoduler, eller et annerledes verktøy. I dette dokument holdes imidlertid referanser for lignende kabelkjørte verktøymoduler kons-tante for enkelhetsformål. For this embodiment, the purpose of the lower clamp 503 is only to facilitate a controlled method of cutting the control wire 113. To do this, the control wire is placed in a groove 801 in the lower clamp 503 and attached to the lower clamp 503 in use of a holding means in the form of a block member 802 fixed with bolts 803. Finally, the lower clamp 503 includes assignment means in the form of an assignment and orientation profile 804 for a cable-driven tool to be used in the plug-back and release operation. The profile 804 may be of similar construction and shape to the orientation/mapping wedges used in connection with the installation of gas lift valves in side pocket trunks. A specialist in the field will be familiar with this, and it is not discussed in more detail in this document. Fig. 9a and fig. 9b illustrates the process of cutting the wire 113 for the given embodiment of the lower clamp 503. Here, a wire manipulation device in the form of a custom-made cable-driven tool 901 is positioned correctly by means of an assignment bolt 902 which orients the tool 901 with respect to the assignment profile 804. note that the cable driven tool 901 in FIG. 9a is shown in a side view and not in a sectional view such as the clamp 503 and the production pipe 108. Next, a dividing means in the form of a transverse cutter member 903 is used to create a transverse cut 904 in the conduit 113 just above the block member 802. That section of conduit 113 which is located above the lower clamp 503, has thereby been split and freed, and can now be pulled upwards. Fig. 10a and 10b illustrate one embodiment of an intermediate clip 502 in connection with a similar embodiment of the invention as fig. 8-9. The main difference from the lower bracket 503 in fig. 8-9 is that in fig. 10, the control line 113 is attached to the clip 502 with a holding means shown as a hinged block element 1001. Fig. 11a and fig. 11b illustrates the process for releasing the control line 113 from the intermediate clamp 502 for this given embodiment of the invention. In a similar way as in the process described in fig. 8-9, a cable-driven tool 901 is used for this purpose. The cable driven tool 901 may be the same as that described in fig. 8-9, as different tool modules are used, or a different tool. In this document, however, references to similar cable-driven tool modules are kept constant for simplicity.

Igjen blir det kabelkjørte verktøy 901 plassert korrekt ved hjelp av en tilordningsbolt 902 som orienterer verktøyet med hensyn til tilordningsprofilen 804. Deretter blir et langsgående kutteelement 1101 anvendt i et mønster illustrert ved pil 1102, for å opprette et langsgående kutt 1103 i det hengslede blokkelement 1001 som illustrert på fig. 11b. Når en seksjon av styreledningen 113 er blitt delt og frigjort ovenfor det nedre blokkelement 802, som illustrert på fig. 9a og 9b, kan således den seksjon av styreledning 113 som befinner seg ovenfor det nedre klammer 503 og mellomklammeret 502, nå trekkes oppover. Hengselen 1001 påfører derved ikke lenger noen holdekraft på styreledningen 113. I én utførelsesform blir hengselen 1001 konstruert til å åpne seg noe når den kuttes, for eksempel ved at den forspennes mot en skulder når boltene 803 trekkes til. Kutteelementet 1101 så vel som andre kutteelementer beskrevet i dette skrift kan være valgt fra gruppen omfattende: mekaniske midler slik som kuttere av blad-/sag-/slipertype; plasmakuttere; kjemiske kuttere; eksplosive kuttere eller en kombinasjon av én eller flere av disse. Dette vil en fagmann på området være kjent med, og det omtales ikke nærmere i dette skrift. Again, the cable driven tool 901 is positioned correctly by means of a mapping bolt 902 which orients the tool with respect to the mapping profile 804. Next, a longitudinal cutting element 1101 is used in a pattern illustrated by arrow 1102, to create a longitudinal cut 1103 in the hinged block element 1001 as illustrated in fig. 11b. When a section of the control line 113 has been split and released above the lower block member 802, as illustrated in fig. 9a and 9b, the section of control cable 113 which is located above the lower clamp 503 and the intermediate clamp 502 can now be pulled upwards. The hinge 1001 thereby no longer applies any holding force to the control cable 113. In one embodiment, the hinge 1001 is designed to open slightly when it is cut, for example by being biased against a shoulder when the bolts 803 are tightened. The cutting element 1101 as well as other cutting elements described herein may be selected from the group comprising: mechanical means such as blade/saw/grinder type cutters; plasma cutters; chemical cutters; explosive cutters or a combination of one or more of these. A specialist in the field will be familiar with this, and it is not discussed in more detail in this document.

I en alternativ utførelsesform (ikke vist) har blokkelementet 1001 i mellomklammeret 502 en sagtannoverflate på den side som øver kraft mot styreledningen 113. Dette gir derved rom for at styreledningen kan bevege seg én vei 113, og det kreves ingen kutting for å betjene denne, noe som forenkler den samlede operasjon for frigjøring og fjerning av styreledningen 113 fra det aktuelle intervall. Denne sagtannflate tillater forskyvning av styreledningen 113 i den ene retning, men ikke i den motsatte retning. En lignende sagtannflate kan også anvendes på den del av mellomklammeret 502 som styreledningen 113 ligger an mot, eller på både blokkelementet 1001 og klammeret 502. In an alternative embodiment (not shown), the block element 1001 in the intermediate bracket 502 has a sawtooth surface on the side that exerts force against the control cable 113. This thereby provides room for the control cable to move in one direction 113, and no cutting is required to operate this, which simplifies the overall operation for releasing and removing the control line 113 from the interval in question. This sawtooth surface allows displacement of the control line 113 in one direction, but not in the opposite direction. A similar sawtooth surface can also be used on the part of the intermediate bracket 502 against which the control cable 113 rests, or on both the block element 1001 and the bracket 502.

Styreledningen 113 knyttet til det øvre klammer 501 og/eller de nedre klamre 503 vil også kunne være konstruert til å ha et selvfrakoplingssystem for å fjerne behovet for å kutte eller manipulere ledningen 113 løs fra klammeret som befinner seg i motsatt ende av der hvor det er beregnet å trekke/skyve styreledningen 113 ut av det aktuelle ringformede segment. The control wire 113 connected to the upper clamp 501 and/or the lower clamps 503 could also be designed to have a self-disconnect system to remove the need to cut or manipulate the wire 113 free from the clamp located at the opposite end of where it is designed to pull/push the control line 113 out of the relevant annular segment.

Som en fagmann på området vil forstå, vil kombinasjoner av ovenstående trekk også kunne innbefattes i relevante utførelsesformer, slik som innbefatning av et sagtann-eller lignende enveistrekk i blokkelementer 802 vist på fig. 8 og 9 knyttet til øvre eller As a person skilled in the art will understand, combinations of the above features can also be included in relevant embodiments, such as including a sawtooth or similar one-way feature in block elements 802 shown in fig. 8 and 9 linked to upper or

nedre klamre 501, 503. lower clamp 501, 503.

Fig. 12a og fig. 12b illustrerer én utførelsesform av et øvre klammer 501 knyttet til en lignende utførelsesform av oppfinnelsen som på fig. 8-11. Som for det nedre klammer 503 på fig. 8-9, er styreledningen 113 festet til klammeret 502 ved hjelp av et blokkelement 802. Fig. 12a and fig. 12b illustrates one embodiment of an upper clip 501 associated with a similar embodiment of the invention as in fig. 8-11. As for the lower clamp 503 in fig. 8-9, the control line 113 is attached to the bracket 502 by means of a block element 802.

Hovedforskjellen er at det øvre klammer 501 er forsynt med en trekkprofil 1201 på sin innervegg, i tilstøting til blokkelementet 802. The main difference is that the upper bracket 501 is provided with a tensile profile 1201 on its inner wall, adjacent to the block element 802.

Fig. 13a og fig. 13b illustrerer prosessen for å frigjøre styreledningen 113 fra det øvre klammer 501 forden gitte utførelsesform av oppfinnelsen som beskrevet på fig. 8-11, og dessuten prosessen for å fjerne styreledningen 113 fra den aktuelle seksjon av brønnen. Det kabelkjørte verktøy 901 blir her plassert på lignende måte som det som ble beskrevet for de forutgående figurer. Et feste-/gripeelement 1301 på det kabel-kjørte verktøy 901 blir betjent for å gå i inngrep med trekkprofilen 1201. En flersidig kutter 1302 anvendes for å lage et rektangulært kutt 1303, hvilket omgir hele blokkelementet 802. Et spor 1304 er innbefattet i arrangementet for å sørge for avstand mellom kutteelementet og styreledningen 113. Hensikten med avstanden er å unngå å kutte styreledningen 113 nedenfor blokkelementet 802 ved et uhell. Grunnen til å Fig. 13a and fig. 13b illustrates the process for releasing the control line 113 from the upper clamp 501 for the given embodiment of the invention as described in fig. 8-11, and also the process for removing the control line 113 from the relevant section of the well. The cable-driven tool 901 is here placed in a similar manner to that which was described for the previous figures. A fastening/grabbing member 1301 on the cable-driven tool 901 is operated to engage the draw profile 1201. A multi-sided cutter 1302 is used to make a rectangular cut 1303, which surrounds the entire block member 802. A slot 1304 is included in the arrangement to ensure distance between the cutting element and the control line 113. The purpose of the distance is to avoid accidentally cutting the control line 113 below the block element 802. The reason to

unngå å kutte styreledningen nedenfor blokkelementet 802 vil bli tydelig ved å stude-re figurene 14a og 14b. Slik beskyttelse mot utilsiktet kutting vil kunne søkes på ulike måter. Dette vil en fagmann på området være kjent med, og det omtales ikke nærmere i dette skrift. Det rektangulære kutt 1303 kan være vanskelig å lage i én omgang mens festeelementet 1301 er i inngrep med trekkprofilen 1201. I én utførelsesform utføres én eller flere av de kutteoperasjoner som er nødvendig for å opprette kuttet 1301, før festeelementet 1301 bringes i inngrep med trekkprofilen 1201, mens de res-terende kutteoperasjoner utføres etter inngrep. avoid cutting the control wire below the block element 802 will become apparent by studying Figures 14a and 14b. Such protection against accidental cutting can be sought in various ways. A specialist in the field will be familiar with this, and it is not discussed in more detail in this document. The rectangular cut 1303 may be difficult to make in one pass while the fastening element 1301 is engaged with the draw profile 1201. In one embodiment, one or more of the cutting operations necessary to create the cut 1301 are performed before the fastening element 1301 is brought into engagement with the draw profile 1201 , while the remaining cutting operations are carried out after intervention.

Fig. 14a og 14b illustrerer prosessen for fjerning av styreledningen fra den aktuelle seksjon i brønnen for denne gitte utførelsesform, etter operasjonstrinnene beskrevet på fig. 8-13. Festeelementet 1301 blir her trukket inn i det kabelkjørte verktøys 901 legeme idet det bringer med seg rørsegmentet avgrenset innenfor det rektangelfor-mede kutt 1303 som holder blokkelementet 802. Siden blokkelementet 802 fremdeles øver en sterk holdekraft på styreledningen 113, kan denne nå trekkes ut ved hjelp av det kabelkjørte verktøy 901. I én utførelsesform blir styreledningen trukket helt til overflaten og fjernet. Denne utførelsesform kan medføre en utfordring med hensyn til det kabelkjøringssluserom som er nødvendig for å hente ut en > 50 meter lang gjen-stand. I en annen utførelsesform blir kabelen brukt for å føre ned segmentet av styre ledning 113 til et sted nedenfor intervallet L som skal sementeres (se fig. 7), og slippe det, og følgelig kvitte seg med det i den seksjon av brønnen. Pa fig. 14a er således det kabelkjørte verktøy 901 både et manipuleringsapparat og et uttrekkingsapparat innrettet til å bringe eller forskyve partiet av ledningen 113 fra utsiden til innsiden av produksjonsrøret 108. Fig. 14a and 14b illustrate the process for removing the control line from the relevant section in the well for this given embodiment, following the operational steps described in fig. 8-13. The fastening element 1301 is here pulled into the body of the cable-driven tool 901 as it brings with it the pipe segment defined within the rectangular cut 1303 which holds the block element 802. Since the block element 802 still exerts a strong holding force on the control line 113, this can now be pulled out using of the cable-driven tool 901. In one embodiment, the guide wire is pulled all the way to the surface and removed. This embodiment can cause a challenge with regard to the cable routing sluice space that is necessary to retrieve an object > 50 meters long. In another embodiment, the cable is used to bring down the segment of guide wire 113 to a location below the interval L to be cemented (see Fig. 7), and drop it, thereby disposing of it in that section of the well. On fig. 14a, the cable-driven tool 901 is thus both a manipulation device and an extraction device designed to bring or displace the portion of the line 113 from the outside to the inside of the production pipe 108.

Fig. 15a og fig. 15b illustrerer et litt annerledes arrangement og fremgangsmåte for å oppnå det samme resultat som beskrevet med hensyn til fig. 12-14. Det øvre klammer 501 er her forsynt med en kilering 1501 som håret kileutspring 1502 som en integrert del. Når den er installert, trykker kileringen 1501 sammen en fjær 1503 som igjen tvinger kilefremspringet 1502 ned til anlegg mot blokkelementet 802. Derved, når det lages et lignende firkantkutt 1303 som illustrert på fig. 14b, vil kilefremspringet for-spent av fjæren 1503 tvinge det stykke som er skåret løs, innover mot produksjonsrø-rets 108 senter eller boring. Dette er illustrert på fig. 16a og b. En potensiell gevinst ved denne utførelse er at det produksjonsrørstykke som er skåret løs, nå kan hentes ved hjelp av en samlermodul 1504 i det kabelkjørte verktøy. En slik samlermodul 1504 kan tilveiebringe en enklere konstruksjon og derfor mer pålitelig enn festeelementet 1301 i den foregående utførelsesform. Enn videre forårsaker samlermodulen 1504 kanskje ikke de samme romlige konflikter med kutteren 1302 når denne oppret-ter kuttet 1303, som ville kunne være situasjonen med festeelementet 1301. Fig. 15a and fig. 15b illustrates a slightly different arrangement and method for achieving the same result as described with respect to fig. 12-14. The upper clamp 501 is here provided with a wedge ring 1501 as the hair wedge projection 1502 as an integral part. When installed, the wedge ring 1501 compresses a spring 1503 which in turn forces the wedge protrusion 1502 down into contact with the block member 802. Thereby, when a similar square cut 1303 is made as illustrated in fig. 14b, the wedge projection biased by the spring 1503 will force the piece that has been cut loose, inwardly towards the center or bore of the production pipe 108. This is illustrated in fig. 16a and b. A potential benefit of this embodiment is that the piece of production pipe that has been cut loose can now be retrieved using a collector module 1504 in the cable-driven tool. Such a collector module 1504 can provide a simpler construction and therefore more reliable than the fastening element 1301 in the previous embodiment. Furthermore, the collector module 1504 may not cause the same spatial conflicts with the cutter 1302 when it creates the cut 1303, which could be the situation with the fastening element 1301.

Én hovedfordel med utførelsesformene beskrevet på fig. 8-16 erat klammermodulene ikke innfører noen nye lekkasjepunkter i kompletteringen utenom det som allerede finnes mellom produksjonsrørlengder og muffer ifølge dagens praksis. Utførelsesfor-mene vist på fig. 8-16 krever imidlertid relativt avansert kabelkjørt verktøyoppsett for å virke. I den følgende seksjon illustreres alternative utførelsesformer, særlig utførel-sesformer som ikke krever rørkuttingsmoduler. Fig. 17a og fig. 17b viser en alternativ utførelsesform av det øvre klammer 501. En trekkprofil 1201 er integrert i et modulært rørveggsegment 1701 som innledningsvis er integrert i det øvre klammer 501. En tetning 1702 sørger for barrierehelheten mellom innsiden og utsiden av produksjonsrøret 108. Rørveggsegmentet 1701 er festet til det øvre klammer 501 med et låsemiddel, som i den viste utførelsesform er en låse-pinne 1703 som innledningsvis er plassert i en låsende posisjon inne i et låsespor 1704. Forden illustrerte utførelsesform utgjør låsepinnen 1703 en integrert del av en låsering 1705 som innledningsvis blir holdt i en nedre (låsende) posisjon av en låse-fjær 1706. Endelig omfatter det øvre klammer 501 for denne utførelsesform et delemiddel i form av en kuttemodul 1707, så som en klinge. Fig. 18a og fig. 18b illustrerer det innledende betjeningstrinn for det øvre klammers 501 utførelsesform fra fig. 17 på et stadium hvor tilbakepluggings- og oppgivelsesak-tiviteter er blitt innledet. Som beskrevet for utførelsesformen ovenfor, blir et skreddersydd, kabelkjørt verktøy 901 plassert riktig ved hjelp av en tilordningsbolt 902 som orienterer verktøyet med hensyn til tilordningsprofilen 804. Deretter betjenes et feste-/gripeelement 1301 på det kabelkjørte verktøy 901 for å gå i inngrep med trekkprofilen 1201. Det neste trinn er å låse opp eller frigjøre rørveggsegmentet 1701 fra det øvre klammer 501. Dette gjøres ved å betjene en låsmanipuleringsmodul 1801 i det kabelkjørte verktøy 901. For denne utførelsesform går låsmanipuleringsmodulen 1801 One main advantage of the embodiments described in fig. 8-16 erat clamp modules do not introduce any new leakage points in the completion apart from what already exists between production pipe lengths and sleeves according to current practice. The embodiments shown in fig. However, the 8-16 requires a relatively advanced cable-driven tool setup to work. In the following section, alternative embodiments are illustrated, particularly embodiments that do not require pipe cutting modules. Fig. 17a and fig. 17b shows an alternative embodiment of the upper clamp 501. A tensile profile 1201 is integrated into a modular pipe wall segment 1701 which is initially integrated into the upper clamp 501. A seal 1702 provides the barrier integrity between the inside and outside of the production pipe 108. The pipe wall segment 1701 is attached to the upper clamp 501 with a locking means, which in the embodiment shown is a locking pin 1703 which is initially placed in a locking position inside a locking slot 1704. In the embodiment illustrated, the locking pin 1703 forms an integral part of a locking ring 1705 which is initially held in a lower (locking) position of a locking spring 1706. Finally, the upper clamp 501 for this embodiment comprises a dividing means in the form of a cutting module 1707, such as a blade. Fig. 18a and fig. 18b illustrates the initial operating step for the upper clamp 501 embodiment from fig. 17 at a stage where plugging back and abandonment activities have been initiated. As described for the above embodiment, a custom cable-driven tool 901 is properly positioned using a mapping bolt 902 that orients the tool with respect to the mapping profile 804. Then, a fastener/gripper 1301 on the cable-driven tool 901 is operated to engage the draw profile 1201. The next step is to unlock or release the pipe wall segment 1701 from the upper clamp 501. This is done by operating a lock manipulation module 1801 in the cable driven tool 901. For this embodiment, the lock manipulation module 1801

i inngrep med låseringen 1705 og skyver denne oppover, som angitt ved pil 1802. Dette får låsepinnen 1703 til å gå ut av inngrep med låsesporet 1704. Etter fjerning av låsefunksjonen, kan rørveggsegmentet 1702 frigjøres fra det øvre klammer 501 ved hjelp av betjening av feste-/gripeelementet 1301 på det kabelkjørte verktøy 901. Når veggsegmentet 1702 trekkes innover, kutter kuttemodulen 1707 styreledningen 113. Dette er videre illustrert på fig. 19a og fig. 19b. Deretter kan styreledningen 113 trekkes ut av brønnen, alternativt fjernes fra det brønnintervall som skal sementeres, og anbringes et annet sted i brønnen. engages the locking ring 1705 and pushes it upwards, as indicated by arrow 1802. This causes the locking pin 1703 to disengage with the locking slot 1704. After removing the locking function, the pipe wall segment 1702 can be released from the upper clamp 501 by means of operating the fastener -/grip element 1301 on the cable-driven tool 901. When the wall segment 1702 is pulled inward, the cutting module 1707 cuts the control line 113. This is further illustrated in fig. 19a and fig. 19b. The control line 113 can then be pulled out of the well, alternatively removed from the well interval to be cemented, and placed elsewhere in the well.

Det fremheves igjen at detaljer vist i dette dokument kun illustrerer mulige system-funksjoner. For eksempel kan antallet og utformingen av låser som er knyttet til utfø-relsesformen vist på fig. 17-19, variere og kan i alternative utførelsesform er variere betydelig fra det som er illustrert i dette skrift, men funksjonaliteten forblir lignende. It is emphasized again that details shown in this document only illustrate possible system functions. For example, the number and design of locks associated with the embodiment shown in fig. 17-19, vary and in alternative embodiments may vary significantly from what is illustrated in this document, but the functionality remains similar.

Fig. 20a og fig. 20b viser enda en annen utførelsesform av det øvre klammer 501. Et parti av styreledningen 113 strekker seg gjennom et avtettet hulrom 2001 avgrenset av et ytre deksellokk 2002, det øvre klammers 501 legeme og en indre stamme 2003. Den indre stamme 2003 avtetter mot hulrommet 2001 ved hjelp av stammetetninger 2004, 2004'. Deksellokket 2002 tetter mot hulrommet ved hjelp av dekseltetning 2005 og ledningstetninger 2006, 2006'. Ledningstetningene 2006, 2006' omgir styreledningen 113 for å danne en tetning rundt denne. Fig. 20a and fig. 20b shows yet another embodiment of the upper clip 501. A portion of the control line 113 extends through a sealed cavity 2001 bounded by an outer cover lid 2002, the body of the upper clip 501 and an inner stem 2003. The inner stem 2003 seals against the cavity 2001 using stem seals 2004, 2004'. The cover lid 2002 seals against the cavity by means of cover seal 2005 and line seals 2006, 2006'. The wire seals 2006, 2006' surround the control wire 113 to form a seal around it.

Fagfolk med særlig kunnskap på området vil forstå at oppgaven med å oppnå 100 % tette tetninger kan være utfordrende ut fra perspektiver knyttet til konstruksjon, vir-kemåte og materiale. I én utførelsesform av oppfinnelsen er tetningene 2006, 2006' Professionals with special knowledge in the area will understand that the task of achieving 100% tight seals can be challenging from perspectives related to construction, operation and material. In one embodiment of the invention, the seals 2006, 2006'

(så vel som de øvrige tetninger beskrevet i dette skrift) derfor kanskje ikke trykkfaste tetninger, men fungerer snarere som effektive strømningsbegrensere som muliggjør den operasjon å pumpe styreledningen 113 ut av ringrommet mellom produksjonsrø-ret 108 og foringsrøret 102 ved bruk av teknikker for å opprette et trykkdifferensial (as well as the other seals described herein) therefore may not be pressure-resistant seals, but rather act as effective flow restrictors that enable the operation of pumping the control line 113 out of the annulus between the production pipe 108 and the casing 102 using techniques to create a pressure differential

over tetningene 2006, 2006'. Dette blir forklart nærmere i de følgende avsnitt. over the seals 2006, 2006'. This is explained in more detail in the following sections.

Fig. 20a beskriver en stamme (mandrel) 2003 forsynt med en kabelinngrepsprofil 2007. Det øvre klammer 501 er forsynt med en stammeutsparing 2008 for å gi rom for en avgrenset langsgående forskyvning av stammen 2003. Fig. 20a describes a stem (mandrel) 2003 provided with a cable engagement profile 2007. The upper clamp 501 is provided with a stem recess 2008 to allow for a limited longitudinal displacement of the stem 2003.

Inne i hulrommet 2001 blir styreledningen 113 festet til stammen 2003 ved hjelp av et festeklammer 2009. Inne i hulrommet 2001 blir dessuten styreledningen 113 trædd gjennom en kuttemodul 2010 som utgjør en integrert del av deksellokket 2002. Inside the cavity 2001, the control line 113 is attached to the stem 2003 by means of a fastening clip 2009. Inside the cavity 2001, the control line 113 is also threaded through a cutting module 2010 which forms an integral part of the cover lid 2002.

I en foretrukket utførelsesform har segmentet av styreledning 113 inne i hulrommet 2001 et tilhørende stoppersystem som hindrer det fra å bli pumpet ut i ringrommet på utsiden av produksjonsrøret 108. Et slikt stoppersystem vil kunne innebære sagtann-profilerte enveisflater hvor styreledningen 113 ligger an mot lokket 2002 eller det øvre klammers 501 massive legeme. Alternativt kan et slikt stoppersystem oppnås ved at det tilveiebringes geometriske anomalier på styreledningen 113, som f.eks. at det an-ordnes stoppringer på ledningen, som har en størrelse som ikke gir rom for at styreledningen 113 skal kunne pumpes bakover gjennom ledningstetningene 2006, 2006' og ut i ringrommet. Fig. 21a og fig. 20b illustrerer et kabelkjørt stammemanipuleringsverktøys 2101 inngrep med inngrepsprofilen 2007 på stammen 2003. Nærmere bestemt er inngrepshaker 2102 på det kabelkjørte verktøy 2101 i inngrep med profilen 2007. Fig. 22a og fig. 22b illustrerer det kabelkjørte verktøy 2101 idet det trekker stammen 2003 oppover. Dette resulterer i at hulrommet 2001 åpnes mot boringen i produk-sjonsrøret 108. I den samme prosess beveger klammeret 2009 seg, med styreledningen 113 festet til seg, oppover med hensyn til kuttemodulen 2010, hvilket resulterer i at styreledningen 113 blir kuttet av kuttemodulen 2010. For den illustrerte utførelsesform medfører dette at en løs ende 2001 av styreledningen 113 blir posisjo-nert i tilstøting til en åpning 2202 mellom hulrommet 2001 og boringen i produksjons-røret 108. In a preferred embodiment, the segment of control line 113 inside the cavity 2001 has an associated stop system that prevents it from being pumped out into the annulus on the outside of the production pipe 108. Such a stop system could include sawtooth-profiled one-way surfaces where the control line 113 rests against the lid 2002 or the upper clamp 501 solid body. Alternatively, such a stop system can be achieved by providing geometrical anomalies on the control line 113, which e.g. that stop rings are arranged on the line, which have a size that does not allow room for the control line 113 to be able to be pumped backwards through the line seals 2006, 2006' and out into the annulus. Fig. 21a and fig. 20b illustrates the engagement of a cable driven log manipulation tool 2101 with the engagement profile 2007 on the log 2003. Specifically, engagement hooks 2102 on the cable driven tool 2101 engage with the profile 2007. Fig. 22a and fig. 22b illustrates the cable driven tool 2101 pulling the stem 2003 upwards. This results in the cavity 2001 being opened towards the bore in the production pipe 108. In the same process, the clamp 2009, with the control line 113 attached to it, moves upwards with respect to the cutting module 2010, which results in the control line 113 being cut by the cutting module 2010. For the illustrated embodiment, this means that a loose end 2001 of the control line 113 is positioned adjacent to an opening 2202 between the cavity 2001 and the bore in the production pipe 108.

I én utførelsesform er lignende trekk som dem vist på fig. 20-22, knyttet til det nedre klammer 503 i stedet for det øvre klammer 501. I slike utførelsesformer kan det øvre klammer 501 bare ha trekk knyttet til deling og frigjøring av styreledningen 113 inne i det, og ikke noe trekk for å opprette nevnte åpning 2202 mellom hulrommet 2001 og boringen i produksjonsrøret 108. Én grunn til å bytte om nevnte funksjonaliteter mellom det øvre klammer 501 og det nedre klammer 503 er at det kan være ønskelig å pumpe styreledningen 113 nedover og inn i brønnen under de(t) påfølgende opera- In one embodiment, features similar to those shown in fig. 20-22, connected to the lower clip 503 instead of the upper clip 501. In such embodiments, the upper clip 501 may only have features related to splitting and releasing the control wire 113 inside it, and no feature to create said opening 2202 between the cavity 2001 and the bore in the production pipe 108. One reason for switching mentioned functionalities between the upper clamp 501 and the lower clamp 503 is that it may be desirable to pump the control line 113 down and into the well during the following operations -

sjonstrinn. tion step.

Ett slikt scenario beskrives på fig. 23a og fig. 23b som illustrerer den resulterende status for brønnen og styreledningssystemet etter betjeningen av et nedre klammer 503 ifølge en fremgangsmåte som illustrert på fig. 20-22. Styreledningssystemet er angitt ved styreledningen 113 som har én løs ende 2001 blottlagt mot boringen i pro-duksjonsrøret 108, tetningen 2006 som danner en tetning mellom boringen i produk-sjonsrøret 108 og ringrommet mellom produksjonsrøret 108 og foringsrøret 102. For denne utførelsesform og gitte status i brønnoperasjonen er styreledningen 113 blitt delt og frigjort i det øvre klammer 501, og også frigjort fra mellomklamrene 502, 502'. En "x" er brukt for å illustrere det faktum at disse moduler er blitt betjent i over-ensstemmelse med nevnte funksjoner, til tross for at styreledningen 113 fremdeles er illustrert som at den strekker seg gjennom dem. One such scenario is described in fig. 23a and fig. 23b which illustrates the resulting status of the well and control line system after the operation of a lower clip 503 according to a method illustrated in FIG. 20-22. The control line system is indicated by the control line 113 which has one loose end 2001 exposed against the bore in the production pipe 108, the seal 2006 which forms a seal between the bore in the production pipe 108 and the annulus between the production pipe 108 and the casing pipe 102. For this embodiment and given status in the well operation, the control line 113 has been split and released in the upper clamp 501, and also released from the intermediate clamps 502, 502'. An "x" is used to illustrate the fact that these modules have been operated in accordance with said functions, despite the control wire 113 still being illustrated as extending through them.

Fig. 24a og fig. 24b illustrerer én teknikk for å trekke ut styreledningen 113 i henhold til et scenario angitt på fig. 23. På fig. 24a og fig. 24b blir et kabelkjørt styrelednings-samleverktøy 2401 satt inn i brønnen. Verktøyet 2401 omfatter et nedre samlerkammer 2402 med i det minste én samlerport 2403 som er plassert i tilstøting til den løse ende 2201 av styreledningen 113. Modulen med det nedre samlerkammer 2402 innbefatter også et nedre pakningselement 2404 og et øvre pakningselement 2405 som når de er i en "posisjon for uttrekking av styreledning 113", skrever over åpningen 2202 i det nedre klammer 503 illustrert på fig. 22a, innbefattende tetningen 2006. Det ka-belkjørte verktøy 2401 innbefatter også et sugekammer 2406 som inneholder en gass, typisk luft, ved lavt trykk, likt eller nær atmosfærisk trykk. Sam lerka mmeret 2402 og sugekammeret 2406 er innledningsvis skilt fra hverandre via et stempel 2407. Fig. 24a and fig. 24b illustrates one technique for extracting the control wire 113 according to a scenario indicated in FIG. 23. In fig. 24a and fig. 24b, a cable driven control line assembly tool 2401 is inserted into the well. The tool 2401 comprises a lower collector chamber 2402 with at least one collector port 2403 which is located adjacent the loose end 2201 of the control line 113. The module with the lower collector chamber 2402 also includes a lower packing element 2404 and an upper packing element 2405 which when in a "position for extracting control cable 113", writes above the opening 2202 in the lower bracket 503 illustrated in fig. 22a, including the seal 2006. The cable-driven tool 2401 also includes a suction chamber 2406 containing a gas, typically air, at low pressure, equal to or near atmospheric pressure. The joint chamber 2402 and the suction chamber 2406 are initially separated from each other via a piston 2407.

Når det kabelkjørte verktøy 2401 er riktig plassert, som illustrert på fig. 25a og fig. 25b, og pakningselementene 2404, 2405 er brakt i inngrep med produksjonsrøret 108, frigjøres stemplet 2407. Fremgangsmåter for å frigjøre slike stempler vil en fagmann på området være kjent med, og de beskrives derfor ikke nærmere i dette skrift. Stemplet 2407 beveger seg nå opp i sugekammeret 2406 på grunn av trykkforskjellen mellom sugekammeret 2406 og omgivelsene. Siden pakningselementene 2404, 2405 danner en kapsling som illustrert på figuren, blir styreledningen 113 tvunget mot innsiden av produksjonsrøret 108 og samlerkammeret 2402 idet den blir drevet av det høye trykk som finnes i ringrommet mellom produksjonsrøret 108 og foringsrøret 102. Resultatet er at et fraskilt styreledningssegment 2501 blir samlet opp i et samlerkammer 2406 på kontrollert måte. When the cable-driven tool 2401 is properly positioned, as illustrated in FIG. 25a and fig. 25b, and the packing elements 2404, 2405 are brought into engagement with the production pipe 108, the piston 2407 is released. Procedures for releasing such pistons will be familiar to a person skilled in the field, and they are therefore not described in more detail in this document. The piston 2407 now moves up into the suction chamber 2406 due to the pressure difference between the suction chamber 2406 and the surroundings. Since the packing elements 2404, 2405 form an enclosure as illustrated in the figure, the guide line 113 is forced against the inside of the production pipe 108 and the header chamber 2402 as it is driven by the high pressure found in the annulus between the production pipe 108 and the casing 102. The result is that a separated guide line segment 2501 is collected in a collection chamber 2406 in a controlled manner.

Denne utførelsesform og fremgangsmåte kan ha en utfordring med hensyn til å detek tere om hele styreledningen 113 er blitt fjernet fra intervallet L (se fig. 3) eller ikke. I én utførelsesform blir det brukt overvåking av trykket i ringrommet mellom produk-sjonsrøret 108 og foringsrøret 102 for å detektere trykkendringsindikasjoner som veri-fiserer at hele styreledningen 113 er blitt fjernet fra det aktuelle intervall. This embodiment and method may have a challenge with regard to detecting whether the entire control line 113 has been removed from the interval L (see Fig. 3) or not. In one embodiment, monitoring of the pressure in the annulus between the production pipe 108 and the casing pipe 102 is used to detect pressure change indications which verify that the entire control line 113 has been removed from the relevant interval.

Fig. 26a og fig. 26b illustrerer en litt annerledes utførelsesform av det kabelkjørte samlerverktøy 2401. Her er stemplet 2407 blitt erstattet av en kanal 2601 som er plassert ovenfor det øvre pakningselement 2405. I stedet for å bruke et atmosfærisk sugekammer 2406 som illustrert på fig. 24a og fig. 24b, blir styreledningen fjernet fra intervallet L (se fig. 3) ved at fluider pumpes nedover ringrommet mellom produk-sjonsrøret 108 og foringsrøret 102 ved bruk av en overflatepumpe (ikke vist) mens ventiler blir åpnet på toppen av brønnen, hvilket gir rom for retur av det samme fluid via boringen i produksjonsrøret 108. Styreledningen 113 vil dermed bli pumpet ut av intervallet L og inn i samlerkammeret 2402 i det kabelkjørte verktøy 2401. I én utfø-relsesform av oppfinnelsen innbefatter kanalen 2601 et filter (ikke vist) for å forhindre at styreledningen 113 blir pumpet ut av det kabelkjørte verktøy 2401. Fig. 26a and fig. 26b illustrates a slightly different embodiment of the cable-driven collecting tool 2401. Here, the piston 2407 has been replaced by a channel 2601 which is located above the upper packing element 2405. Instead of using an atmospheric suction chamber 2406 as illustrated in fig. 24a and fig. 24b, the control line is removed from the interval L (see Fig. 3) by pumping fluids down the annulus between the production pipe 108 and the casing 102 using a surface pump (not shown) while valves are opened at the top of the well, allowing for return of the same fluid via the bore in the production pipe 108. The control line 113 will thus be pumped out of the interval L and into the collector chamber 2402 in the cable-driven tool 2401. In one embodiment of the invention, the channel 2601 includes a filter (not shown) to prevent the control line 113 from being pumped out of the cable driven tool 2401.

For fremgangsmåten for utpumping av styreledningen 113 ved pumping ned gjennom ringrommet blir, i én utførelsesform av oppfinnelsen, trykkmønstrene på overflaten overvåket, på pumpesiden eller på retursiden eller på begge, for å observere en trykkendring knyttet til at styreledningen 113 ikke lenger plugger senterkanalen i tetningen 2006. For scenarioer hvor brønnen er komplettert med mangfoldige styreledninger 113, kan inngangen til kanalen i tetningen 2006 være forsynt med en kule eller lignende som er tilpasset til å falle ned i og plugge kanalen når ledningen 113 pumpes ut av den. Dette ville medføre en trykkendring når alle ledningene er pumpet ut av intervallet, og systemkanalene plugges av komponenter som er forhindret fra å bevege seg. Alternative, såkalte sladresystemer som angir når styreledningen er blitt fullsten-dig fjernet fra intervallet, vil kunne være tenkelig. Slike sladresystemer vil en fagmann på området være kjent med. For the method of pumping out the control line 113 when pumping down through the annulus, in one embodiment of the invention, the pressure patterns on the surface are monitored, on the pump side or on the return side or on both, to observe a pressure change related to the control line 113 no longer plugging the center channel in the seal 2006. For scenarios where the well is completed with multiple control lines 113, the entrance to the channel in the seal 2006 can be provided with a ball or similar that is adapted to fall into and plug the channel when the line 113 is pumped out of it. This would cause a pressure change when all the lines are pumped out of the interval, and the system channels are plugged by components that are prevented from moving. Alternative, so-called gossip systems that indicate when the control line has been completely removed from the interval, would be conceivable. An expert in the field will be familiar with such gossip systems.

Legg merke til at den dyptliggende barriere 118 danner en avtettet kapsling mot den nedre seksjon av brønnen og legger til rette for et pumpe-/sirkulasjonsmønster som beskrevet ovenfor, og forhindrer uønsket inntruing (såkalt bullheading) av fluider i reservoaret. Note that the deep-lying barrier 118 forms a sealed enclosure against the lower section of the well and facilitates a pumping/circulation pattern as described above, preventing unwanted intrusion (so-called bullheading) of fluids into the reservoir.

Fig. 27 illustrerer en utførelsesform hvor det ikke brukes noe kabelkjørt verktøy for å samle opp den styreledning 113 som er blitt pumpe ut. I denne utførelsesform får styreledningen 113 i stedet falle fritt til en seksjon i brønnen hvor den etterlates permanent. I én utførelsesform av oppfinnelsen faller styreledningen 113 til en seksjon i brønnen som ikke overlapper med det intervall L som skal sementeres. I én utførel-sesform av oppfinnelsen benyttes et kabelkjørt verktøy 901 for å tvinge styreledningen 113 ned og bunte den til en mer kompakt form, hvorved det sikres at den ikke overlapper med det intervall L som skal sementeres. Fig. 27 illustrates an embodiment where no cable-driven tool is used to collect the control line 113 that has been pumped out. In this embodiment, the control line 113 is instead allowed to fall freely to a section in the well where it is left permanently. In one embodiment of the invention, the control line 113 falls to a section in the well which does not overlap with the interval L to be cemented. In one embodiment of the invention, a cable-driven tool 901 is used to force the control line 113 down and bundle it into a more compact form, thereby ensuring that it does not overlap with the interval L to be cemented.

I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir lignende teknikker benyttet for å forskyve styreledningen 113 til andre steder inne i produksjonsrøret 108, så vel som til andre steder inne i ringrommet mellom produksjonsrøret 108 og foringsrøret 102. Det viktige aspekt er at styreledningen 113 som opprinnelig var plassert over intervallet "L" på fig. 3, er blitt fjernet fra intervallet og til et sted hvor den ikke er i konflikt med de påfølgende sementeringsoperasjoner så vel som andre påfølgende operasjoner i brønnoppgivelsesoperasjonen. In another embodiment of the invention, similar techniques are used to displace the control line 113 to other locations within the production pipe 108, as well as to other locations within the annulus between the production pipe 108 and the casing 102. The important aspect is that the control line 113 that was originally located above the interval "L" in fig. 3, has been removed from the interval and to a location where it does not conflict with the subsequent cementing operations as well as other subsequent operations in the well abandonment operation.

I enkelte scenarioer kan en brønn være komplettert med mangfoldige styreledninger 113. Styreledninger 113 kan også være én eller en kombinasjon av elektriske og hydrauliske styreledninger 113. For fjerning av hydrauliske styreledninger 113 vil pumpe-og/eller sugeteknikker beskrevet i dette skrift, slik som teknikkene beskrevet på fig. 22-26, ikke kunne anvendes direkte, da en hydraulisk styreledning 113 er hul og vil tillate gjennomstrømning i sin boring. For slike tilfeller kan det være nødvendig å sør-ge for en fremgangsmåte for tetting av boringen i ledningen 113 før bruk av pumpe-eller sugemetoder for å fjerne den fra intervallet L I én utførelsesform ville arrangementet og fremgangsmåten for å kutte det segment av styreledning 113 som skal fjernes, i enden motsatt av den løse ende 2201 i tilstøting til åpningen 2202 som illustrert på fig. 22, innbefatte en fremgangsmåte for avtetting av styreledningen 113 i en slik motsatt ende. I én utførelsesform ville en slik fremgangsmåte for avtetting medfø-re mekanisk deformering av styreledningen 113. I en annen utførelsesform blir tilba-keslagsventilfunksjonalitet aktivert på dette stadium. For det sistnevnte tilfelle er fremgangsmåten for deling/"kutting" av styreledningen 113 kanskje ikke mekanisk kutting, men snarere en kontrollert fråkopling av styreledningen 113 i et punkt utformet for å underlette dette (dvs. en ledningskopling konstruert for slike formål), hvilket vil si at styreledningen 113 så vel som de(n) omgivende brønnmekanikk og manipuleringsanordninger er blitt konstruert for å utføre en kontrollert fråkopling og avtetting av styreledningen 113 i et slikt punkt. Teknikker for dette vil en fagmann på området være kjent med. In some scenarios, a well can be completed with multiple control lines 113. Control lines 113 can also be one or a combination of electrical and hydraulic control lines 113. For the removal of hydraulic control lines 113, pumping and/or suction techniques described in this document, such as the techniques described in fig. 22-26, could not be used directly, as a hydraulic control line 113 is hollow and will allow flow through its bore. For such cases, it may be necessary to provide a method for sealing the bore in the conduit 113 prior to using pumping or suction methods to remove it from the interval L. In one embodiment, the arrangement and method for cutting the segment of control conduit 113 which is to be removed, at the end opposite the loose end 2201 adjacent to the opening 2202 as illustrated in fig. 22, include a method for sealing the control line 113 at such an opposite end. In one embodiment, such a sealing method would result in mechanical deformation of the control line 113. In another embodiment, check valve functionality is activated at this stage. For the latter case, the method of splitting/"cutting" the control wire 113 may not be mechanical cutting, but rather a controlled disconnection of the control wire 113 at a point designed to facilitate this (ie, a wire coupling designed for such purposes), which is that the control line 113 as well as the surrounding well mechanics and manipulation devices have been designed to perform a controlled disconnection and sealing of the control line 113 at such a point. A specialist in the field will be familiar with techniques for this.

Som en avsluttende kommentar skal det fremheves at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen legger til rette for å trekke ut eller produsere ut styreledningen 113 i så vel den øvre som den nedre ende av den angitte sammenstilling av øvre/mellom-/nedre klammer 501, 502, 503, og at funksjonaliteten til klammersystemet 501, 502, 503 som beskrevet i eksemplene tilveiebrakt i dette skrift, vil kunne byttes om, slik at for alternative utførelsesformer ville den funksjonalitet som i dette skrift er vist for det øvre klammer 501, gjelde for et nedre klammer 502 og vice versa. Enn videre legger oppfinnelsen til rette for sekvensiell fjerning av den aktuelle lengde av styreledningen, så som seksjonsvis fjerning av styreledning 113 mellom respektive to og to klamre 501, 502, 503 - hvilket potensielt fjerner behovet for mellomklamre 502, 502'. I det sistnevnte tilfelle vil uttrykket "frigjøring av styreledning 113" som omtales til i dette skrift, ikke være knyttet til frigjøringen av styreledning 113 fra et mellomklammer 502, men frigjøringen fra et øvre klammer 501 eller et nedre klammer 503. I én utfø-relsesform foregår frigjøringsaktiviteten samtidig med kutte-/deleaktiviteten. For å oppnå deling, frigjøring og fjerning av styreledning(er) 113 fra ringrommet mellom produksjonsrøret 108 og foringsrøret 102, vil trekk som beskrevet eller illustrert i dette skrift, så vel som hvilken som helst kombinasjon av beskrevne trekk, kunne utgjøre en del av aktuelle utførelsesformer. As a final comment, it should be emphasized that the method according to the invention makes it possible to extract or produce the control cable 113 at both the upper and the lower end of the indicated assembly of upper/middle/lower clamps 501, 502, 503, and that the functionality of the clamp system 501, 502, 503, as described in the examples provided in this document, will be interchangeable, so that for alternative embodiments the functionality shown in this document for the upper clamp 501 would apply to a lower clamp 502 and vice versa. Furthermore, the invention facilitates the sequential removal of the relevant length of the control cable, such as sectional removal of control cable 113 between respective two and two clamps 501, 502, 503 - which potentially removes the need for intermediate clamps 502, 502'. In the latter case, the term "release of control cable 113" referred to in this document will not be linked to the release of control cable 113 from an intermediate clamp 502, but the release from an upper clamp 501 or a lower clamp 503. In one embodiment the release activity takes place at the same time as the cutting/dividing activity. In order to achieve the separation, release and removal of control line(s) 113 from the annulus between the production pipe 108 and the casing 102, features as described or illustrated in this document, as well as any combination of features described, could form part of applicable embodiments.

I én utførelsesform av oppfinnelsen oppnås betjeningen av aktuelle klamre som f.eks. det øvre klammer 501, mellomklammeret/-klamrene 502/502' og det nedre klammer 503 for å utføre de nødvendige tilbakepluggings- og oppgivelsestrinn, så som kutting/deling, frigjøring og fjerning av styreledningen 113, ved hjelp av kabelkjørte manipuleringsteknikker. I andre utførelsesformer gjennomføres betjeningen ved hjelp av systemmanipulering via én eller mangfoldige styreledning(er) 113 på lignende måte som de såkalte smartbrønnkomponenter i brønner blir manipulert på. Som et eksempel ville stammen 2003 på fig. 20 kunne manipuleres for å sørge for kutting/deling, frigjøring og fjerning av styreledning 113 ved operasjoner styrt via styreledningen 113 ved bruk av kjente aktiveringsteknikker så som hydraulisk, elektrohydraulisk eller elektrisk aktivering, eller andre teknikker som en fagmann på området vil være kjent med. I enda andre utførelsesformer blir aktuelle komponenter betjent ved hjelp av mekaniske systemer, som f.eks. mekaniske tellere og aktiveringsmekanismer, betjent ved manipulering av produksjonsrørtrykk, ringromstrykk eller begge i overensstem-melse med et forhåndsbestemt intervall av trykkimpulser definert ved amplitude, varighet og lignende. Norsk patentsøknad NO 20110246 inngitt av den herværende sø-ker beskriver ett slikt arrangement og én slik teknikk. I én utførelsesform blir ovennevnte operasjoner utført ved bruk av kabelløse teknikker, hvor autonome, fjern-styrte nedihullsarrangementer utfører én eller flere av de nødvendige kutte-/dele-, frigjørings- og fjerneoperasjoner. I én utførelsesform blir operasjonen gjennomført ved hjelp av en kombinasjon av de ovennevnte teknikker. Forutsatt en ellers lik para-metersammenligning, ville de sistnevnte beskrevne fremgangsmåter (de fremgangs måter som ikke krever kabelkjørt manipulering) bli foretrukket fremfor fremgangsmåter som krever kabelkjørt manipulering da kostnaden med å gjennomføre en kabelo-perasjon til sammenligning kan bli noe høy. In one embodiment of the invention, the operation of relevant clamps such as e.g. the upper clamp 501, the intermediate clamp(s) 502/502' and the lower clamp 503 to perform the necessary plugging back and release steps, such as cutting/splitting, releasing and removing the control wire 113, using cable driven manipulation techniques. In other embodiments, the operation is carried out by means of system manipulation via one or multiple control line(s) 113 in a similar way as the so-called smart well components in wells are manipulated. As an example, the strain 2003 in fig. 20 could be manipulated to provide cutting/splitting, release and removal of control line 113 in operations controlled via control line 113 using known activation techniques such as hydraulic, electrohydraulic or electrical activation, or other techniques with which a person skilled in the art would be familiar. In still other embodiments, relevant components are operated by means of mechanical systems, such as e.g. mechanical counters and actuation mechanisms, operated by manipulation of production pipe pressure, annulus pressure or both in accordance with a predetermined interval of pressure pulses defined by amplitude, duration and the like. Norwegian patent application NO 20110246 submitted by the present applicant describes one such arrangement and one such technique. In one embodiment, the above operations are performed using cableless techniques, where autonomous, remotely controlled downhole arrangements perform one or more of the necessary cutting/parting, releasing and removing operations. In one embodiment, the operation is carried out using a combination of the above techniques. Assuming an otherwise equal parameter comparison, the latter described methods (those methods that do not require cable-driven manipulation) would be preferred over methods that require cable-driven manipulation as the cost of carrying out a cable operation in comparison can be somewhat high.

I én utførelsesform er fastspenningsmidlene 501, 502, 503 ikke i form av muffer som erstatter muffen 402 på fig. 4. I noen utførelsesformer kan de være utformet på lignende måte som kabelklamre 403 ifølge kjent teknikk illustrert på fig. 4. For slike ut-førelsesformer kan fastspenningsmidlene 501, 502, 503 og holdemidlet 802, 1001, 2009 være integrert i én felles funksjonalitet. Enn videre kan muffene 402 for slike tilfeller være forsynt med utvendige orienteringsprofiler for å muliggjøre montering av fastspenningsmidlene 501, 502, 503 med en orientering som legger til rette for bruk av teknikker beskrevet i dette skrift, og innvendige orienteringsprofiler 804, 2007; 902, 2102 for orientering av manipuleringsanordninger som beskrevet i dette skrift. In one embodiment, the clamping means 501, 502, 503 are not in the form of sleeves which replace the sleeve 402 in fig. 4. In some embodiments, they can be designed in a similar way to cable clamps 403 according to prior art illustrated in fig. 4. For such embodiments, the clamping means 501, 502, 503 and the holding means 802, 1001, 2009 can be integrated into one common functionality. Furthermore, for such cases, the sleeves 402 can be provided with external orientation profiles to enable the mounting of the clamping means 501, 502, 503 with an orientation that facilitates the use of techniques described in this document, and internal orientation profiles 804, 2007; 902, 2102 for orientation of manipulation devices as described in this document.

Claims

1. Well completion arrangement for removing at least a part of a line (113) that extends in an annulus between a production pipe (108) and a casing pipe (102) in a well, characterized in that the arrangement includes: - at least two clamping means (501, 502, 503) spaced apart in the longitudinal direction of the production pipe (108) and fixed thereto, the clamping means being configured to fix the line (113) with respect to the production pipe (108); - a dividing means (903, 1101, 1707, 2010) for releasing the wire (113) from the interval delimited by at least one upper clamping means (501) and one lower clamping means (503) of the at least two clamping means (501, 502 , 503); - a wire manipulator device (901, 2101) for activating said dividing means (903, 1101, 1707, 2010) to thereby provide release of the wire (113); - a line extraction device (901, 2401) to displace the freed line (113) from said interval into the production pipe (108) and thereby remove the line (113) from the annulus.

2. Well completion arrangement according to claim 1, where the clamping means (501, 502, 503) forms a part of the production pipe (108) that connects two production pipe lengths (401), or associated cross-pipe line to the production pipe (108).

3. Well completion arrangement according to claim 1, where the arrangement is provided with an assignment means (804, 2007; 902, 2102) for controlling the position of at least the manipulator apparatus (901, 2101) with respect to the holding means (802, 1001, 2009).

4. Well completion arrangement according to claim 1, wherein the line manipulator apparatus (901) comprises the line extraction apparatus (901).

5. Well completion arrangement according to claim 1, where the dividing means (1707, 2010) is provided in at least one of the clamping means (501, 502, 503).

6. Well completion arrangement according to claim 1, where the dividing means (903, 1101) is provided in the manipulator apparatus.

7. Well completion arrangement according to claim 1, where the dividing means is adapted to cut through a portion of the clamping means (501, 502, 503).

8. Well completion arrangement according to claim 1, where the line manipulator is further provided with gripping means (1301, 1504) which are adapted for engagement with a profile (1201) on the clamping means (501, 502, 503), where the profile (1201) is arranged adjacent to the retainer (802, 1001).

9. A well completion arrangement according to claim 1, wherein the extraction device (2401) is a flow and/or pressure inducing device arranged to displace the line (113) from the outside to the inside of the production pipe (108).'

10. Well completion arrangement according to claim 9, where the flow and/or pressure inducing device is a pump placed on the surface of the well.

11. Method for preparing a well for abandonment, where the method comprises the steps: - incorporating at least two clamping means (501, 502, 503) which are placed at a distance from each other, in a production pipe (108) during completion of the well, where the clamping means are provided with a holding means (802, 1001, 2009) for fixing a line (113) with respect to the clamping means (501, 502, 503), the line (113) extending in an annular space between the production pipe (108) and a casing (102); - to provide a dividing means (903, 1101, 1707, 2010) for releasing the wire (113) at least at an upper clamping means (501) and at a lower clamping means (503) of the at least two clamping means (501, 502 , 503); - providing an apparatus configured to activate the dividing means (903, 1101, 1707, 2010) to thereby effect said release of the wire (113); and - providing an apparatus for displacing the released wire (113) from the interval defined by at least the upper clamping means (501) and the lower clamping means (503) of the at least two clamping means (501, 502, 503), and into the production pipe (108).