NO338385B1

NO338385B1 - Well barrier and method of using the same

Info

Publication number: NO338385B1
Application number: NO20110246A
Authority: NO
Inventors: Bård Martin Tinnen
Original assignee: Wtw Solutions As
Priority date: 2011-02-14
Filing date: 2011-02-14
Publication date: 2016-08-15
Also published as: US20140008085A1; EP2675992A1; NO20110246A1; WO2012112053A1

Description

BRØNNBARRIERE OG FREMGANGSMÅTE VED BRUK AV SAMME WELL BARRIER AND METHOD OF PROCEDURE WHEN USING THE SAME

Denne oppfinnelse angår en barriere og fremgangsmåte ved bruk av samme. Mer bestemt angår den en brønnbarriere og/eller sone isolasjonsanordn inger for å avtette et første parti av et brønnhull fra et andre parti av brønnhullet i brønner relatert til produksjon av hydrokarboner. This invention relates to a barrier and method using the same. More specifically, it relates to a well barrier and/or zone isolation devices for sealing off a first part of a wellbore from a second part of the wellbore in wells related to the production of hydrocarbons.

I forbindelse med komplettering av brønner, og som involverer trinn som installering av produksjonsfåringsrør, produksjonsforiengingsrør (nedre komplettering) og produk-sjonsrør (øvre komplettering), benyttes vanligvis barrieresystemer. In connection with the completion of wells, and which involve steps such as the installation of production casing pipes, production connecting pipes (lower completion) and production pipes (upper completion), barrier systems are usually used.

I ett tilfelle monteres en barriere ved toppen av den nedre komplettering (pro-duksjonsforlengingsrør) for å isolere reservoaret, mens produksjonsrøret (øvre komplettering) installeres i den øvre seksjon av brønnen. In one case, a barrier is installed at the top of the lower completion (production extension pipe) to isolate the reservoir, while the production pipe (upper completion) is installed in the upper section of the well.

I et annet tilfelle installeres en barriere ved bunnen av produksjonsrøret under instal-leringen av dette. Straks røret er posisjonert riktig, tilføres trykk på innsiden for å sette produksjonspa kn ingen. For å danne en avtettet kapsling under en slik operasjon, og i den hensikt å kunne trykksette det indre av røret, må bunnen av røret avtettes. Det er mest vanlig å tilveiebringe en slik tetning ved å bruke en barriereanordning. In another case, a barrier is installed at the bottom of the production pipe during its installation. Once the pipe is positioned correctly, pressure is applied to the inside to set the production pack. In order to form a sealed enclosure during such an operation, and in order to be able to pressurize the interior of the pipe, the bottom of the pipe must be sealed. It is most common to provide such a seal by using a barrier device.

Et vanlig krav til ovennevnte barrieresystemer er evnen til å holde tilbake det påkrevde trykk under de faser hvor en slik barriefunksjonalitet er påkrevd. Et annet og like viktig krav er at barrieren kan åpnes eller fjernes når barriefunksjonaiitetet ikke behø-ves lenger, for derved å åpne forlengingsrøret og/eller produksjonsrøret slik at fluider kan strømme derigjennom. A common requirement for the above-mentioned barrier systems is the ability to hold back the required pressure during the phases where such barrier functionality is required. Another and equally important requirement is that the barrier can be opened or removed when the barrier functionality is no longer needed, thereby opening the extension pipe and/or the production pipe so that fluids can flow through it.

Tradisjonelt ble disse midlertidige kompletteringsbarrterer installert og gjenopprettet ved å bruke brønnvedlikeholdsteknikker, slik som kabel eller kveilrør. Traditionally, these temporary completion barriers were installed and restored using well maintenance techniques, such as cable or coiled tubing.

På mange offshorefelter benyttes veldig kostbare borerigger for å bore og komplettere en brønn. I slike tilfeller vil enhver tid som brukes på kabelkjørings- eller kveilrørsope-rasjoner, bidra til å gjøre kompletteringen av brønnen mer og mer kostbar, ettersom dette øker tiden som boreriggen må leies for komplettering av brønnen. For å elimine-re behovet for å betjene ovennevnte barrieresystemer via kabel eller kveilrør, er det blitt utviklet barrierer som kan betjenes til å åpne uten behov for fysisk intervensjon i brønnen. De første systemer av denne type var kuleventiler, klaffventiler, glidehylser eller liknende som ble betjent til I åpne ved å sykiisere brønntrykket gjennom bruk av en pumpe ved brønnens overflate. In many offshore fields, very expensive drilling rigs are used to drill and complete a well. In such cases, any time spent on cable run or coiled tubing operations will contribute to making the completion of the well more and more expensive, as this increases the time that the drilling rig must be rented to complete the well. In order to eliminate the need to operate the above-mentioned barrier systems via cable or coiled pipe, barriers have been developed that can be operated to open without the need for physical intervention in the well. The first systems of this type were ball valves, flap valves, sliding sleeves or the like which were operated to open by sykiizing the well pressure through the use of a pump at the surface of the well.

Syklustrykk betyr gjentatt trykksetting og trykkavlasting (avbløing) av trykket i røret (og/eller toppen av forlengingsrøret) for å betjene mekaniske tellesystemer assosiert med nedihullsbarrieren. Etter et bestemt antall trykksykluser, vil det mekaniske tellesystem typisk komme i inngrep med en barriereaktiveringsmekanisme som får barrieren/ventilen til å åpne. Et slikt inngrep oppnås typisk ved at tellemekanismen til slutt betjener en ventildel som tilhører aktiveringssystemet, og som tillater at brønntrykket arbeider mot et atmosfærisk kammer via et stempel, og hvor den resulterende bevegelse brukes til å forskyve ventildelen til en åpen stilling. I andre versjoner oppnås et slikt inngrep ved at tellemekanismen til slutt betjener en mekanisk lås som tilhører aktiveringssystemet, og som frigjør en forspent fjærmekanisme i aktiveringsmekanismen, hvoretter dette får ventildelen til å forskyve seg til en åpen stilling. Andre liknende fremgangsmåter for å aktivere og forskyve ventildelen kan benyttes. Slike fremgangsmåter vil forstås av en fagmann og beskrives ikke ytterligere her. Cycle pressurization means the repeated pressurization and depressurization (bleeding) of the pressure in the pipe (and/or the top of the extension pipe) to operate mechanical metering systems associated with the downhole barrier. After a certain number of pressure cycles, the mechanical counting system will typically engage a barrier activation mechanism that causes the barrier/valve to open. Such an intervention is typically achieved by the counter mechanism ultimately operating a valve member belonging to the actuation system, which allows the well pressure to work against an atmospheric chamber via a piston, and where the resulting movement is used to displace the valve member to an open position. In other versions, such engagement is achieved by the counting mechanism ultimately operating a mechanical latch belonging to the actuation system, which releases a biased spring mechanism in the actuation mechanism, after which this causes the valve member to shift to an open position. Other similar methods for activating and displacing the valve part can be used. Such methods will be understood by a person skilled in the art and are not described further here.

En ulempe med barrierer som er laget av metall, slik som barrieresystemene beskrevet i det foregående avsnitt, er at alternativer for mekanisk fjerning av barrieren er assosiert med en relativt stor kostnad og risiko dersom syklusåpnemekanlsmen eller aktiveringsmekanismen slutter å virke, eller dersom ventilelementet feiler i å forskyve til åpen stilling av en hvilken som helst annen årsak. Et eksempel på alternativ fjerning er å bruke kveilrør til å forskyve til åpen stilling eller, i verste fall, å frese bort en ku leven til eller en klaffventil av stål. A disadvantage of barriers made of metal, such as the barrier systems described in the previous section, is that options for mechanical removal of the barrier are associated with a relatively high cost and risk if the cycle opening mechanism or activation mechanism stops working, or if the valve element fails to shift to open position for any other reason. An example of alternative removal is to use coiled tubing to offset to the open position or, in the worst case scenario, to mill away another ball valve or a steel butterfly valve.

Typiske årsaker til feil kan være avfallsrester som befinner seg i brønnen, og som kiler fast syklusåpningsmekanismen, aktiveringsmekanismen elter selve ventilelementet. Typical causes of failure can be waste residues in the well, which jam the cycle opening mechanism, the activation mechanism kneads the valve element itself.

Andre relaterte barrieresystemer er laget av ikke-metalliske materialer, slik som ek-sempelvis glass, keramikk, salt elter andre sprøere materialer. En felles fremgangsmåte for barrie ref jern ing i så henseende er en mekanisk syklusåpningsmekanisme som utløser en aktiveringsmekanisme, hvor en sprengladning detoneres på innsiden, eller i nærheten av, den sprø barriere. En alternativ fremgangsmåte fører til at den mekaniske syklusåpningsmekanisme betjener en mekanisk lås som inneholder et forspent fjærsystem. Når den forspente fjær frigjøres, vil denne drive an slaganordning, slik som et spyd, inn i den sprø barriere og knuse denne. Other related barrier systems are made of non-metallic materials, such as, for example, glass, ceramics, salt and other brittle materials. A common method of barrier ref er ing in this regard is a mechanical cycle opening mechanism that triggers an actuation mechanism, where an explosive charge is detonated inside, or near, the brittle barrier. An alternative method results in the mechanical cycle opening mechanism operating a mechanical lock containing a biased spring system. When the pre-tensioned spring is released, it will drive an impact device, such as a spear, into the brittle barrier and shatter it.

En stor fordel med å bruke sprø, ikke-metaliiske barriereelementer er at de er lettere å fjerne mekanisk enn stå I barrierer dersom den mekaniske syklusåpningsfremgangs-måte for aktivering feiler av én eller annen grunn. I stedet for å måtte bruke kveilrør til å frese bort en stålbarrtere, kan kabeikjøring brukes sammen med et spyd, en hammeranordnlng, eller annen anordning eller kombinasjon av anordninger, for å knuse barrieren. Derved er det mulig å tilveiebringe en hurtigere og mer kostnadsef-fektiv backup-aktivering. A major advantage of using brittle, non-metallic barrier elements is that they are easier to remove mechanically than stand in barriers if the mechanical cycle opening procedure for activation fails for one reason or another. Instead of having to use coiled tubing to mill away a steel barrier, kabei driving can be used in conjunction with a spear, hammer device, or other device or combination of devices to break the barrier. Thereby, it is possible to provide a faster and more cost-effective backup activation.

Publikasjon US 2003000710 Al fremlegger et nedihulls, ikke-metallisk tetningsele-men tsystem relatert til nedihullsverktøyer, slik som broplugger, fraktureringsplugger og pakninger som har et ikke-metallisk tetningselementsystem for isolering av forma-sjoner eller lekkasjer i et ffiringsrør I et brønn hull, eller i flere produksjonssoner. Publication US 2003000710 Al discloses a downhole, non-metallic sealing element system related to downhole tools, such as bridge plugs, fracturing plugs and gaskets having a non-metallic sealing element system for isolating formations or leaks in a casing in a well hole, or in several production zones.

Publikasjon US 2009283279 Al fremlegger et soneisoleringssystem for bruk i en brønn. Soneisoleringssystemet innbefatter et soneisoleringsverktøy, minst ett anker, Publication US 2009283279 Al presents a zone isolation system for use in a well. The zone isolation system includes a zone isolation tool, at least one anchor,

og minst ett polerboringsmottakerrør ("polished bore receptacle"). Soneisoleringssystemet innbefatter en settestreng for aktivering av soneisoleringsverktøy et og/eller det minst ene anker. Det kan også innbefatte en isoleringsstreng for å opprettholde sepa-rasjonssoner under produksjon eller injeksjon i brønnen. and at least one polished bore receptacle. The zone isolation system includes a setting string for activating the zone isolation tool and/or the at least one anchor. It may also include an isolation string to maintain separation zones during production or injection into the well.

Publikasjon US 2002195739 Al fremlegger en fremgangsmåte for å fremstille en tet-nings- eller en anti-ekstruderingskomponent for bruk i et nedihullsverktøy. Komponen-ten er laget av en komposisjon som inneholder et polyeterketonketon eller et derivat av et polyeterketonketon. Publication US 2002195739 A1 discloses a method for producing a sealing or an anti-extrusion component for use in a downhole tool. The component is made from a composition containing a polyether ketone ketone or a derivative of a polyether ketone ketone.

Publikasjon US 2009151958 Al fremlegger en fremgangsmåte og en anordning for midlertidig brønnsoneisolering. Særlig fremlegger den midlertidige brønnsoneisota-sjonsanordninger med sprø barriereelementer og fremgangsmåter for desintegrasjon av de sprø barriereelementer. Publication US 2009151958 Al presents a method and a device for temporary well zone isolation. In particular, it presents temporary well zone isolation devices with brittle barrier elements and methods for disintegration of the brittle barrier elements.

Publikasjon GB 2391566 A fremlegger en formasjonsisolasjonsventil for bruk i en un-derjordisk brønn. Et mekanisk apparat kan brukes for å åpne og stenge ventilen. Ak-tuatorene kan innbefatte en bristeskive ("rupture dise") eller andre former av fjern-styrte aktuatorer. Publication GB 2391566 A discloses a formation isolation valve for use in an underground well. A mechanical device can be used to open and close the valve. The actuators may include a rupture disk ("rupture haze") or other forms of remote-controlled actuators.

US 6,167,963 Bl fremlegger en borbar, sammensatt pakning eller broplugg som i det vesentlige innbefatter ikke-metaliiske komponenter. US 6,167,963 B1 discloses a drillable, composite gasket or bridge plug which substantially includes non-metallic components.

US 6,796,376 B2 fremlegger et sammensatt bropiuggsystem for å avstenge et brønn-hul I, og med redusert boretid. US 6,796,376 B2 discloses a composite bridging system for sealing off a well hole I, and with reduced drilling time.

Et felles problem med barrierer som er laget av sprø materialer, er at det kreves et slag eller en stor kraft for å knuse disse. I det tilfelle hvor eksplosiver brukes, kan dette innebære en mulig sikkerhetsrisiko. Krav til å skape et mekanisk slag og/eller en stor kraft i et aktiveringssystem gjør dette noe mer komplekst og tilbøyelig for feiling. Tilstedeværelse av avfallsrester/urenheter i brønnen kan hemme ytelsen i stor nok grad til at åpningsaktiveringen/fjerningsaktiveringen feiler. A common problem with barriers made of brittle materials is that a blow or a large force is required to break them. In the case where explosives are used, this may involve a possible safety risk. Requirements to create a mechanical stroke and/or a large force in an actuation system make this somewhat more complex and prone to failure. The presence of waste residues/impurities in the well can inhibit performance to a large enough extent that the opening activation/removal activation fails.

En ytterligere fremgangsmåte for å fjerne en barriere som er laget av et sprøtt materiale, består I å desintegrere barrieren ved hjelp av et fluidtrykk. WO 2009126049 fremlegger et pluggelement for å utføre tester i en brønn, et rør eller liknende, omfat-tende én eller flere plugglegemer av desintegrerbart/knusbart materiale som er innrettet til å brytes i stykker av virkninger tilført innenfra. Pluggen omfatter et innvendig hulrom innrettet til å fluidkommunisere med et utvendig trykkfremskaffende legeme, og pluggen er utformet til å bli sprengt i stykker ved tilførsel av et fluid i det innvendige hulrom, og slik at trykket i hulrommet overskrider et utvendig trykk til et nivå hvor pluggen blir sprengt i stykker. A further method for removing a barrier which is made of a brittle material consists in disintegrating the barrier by means of a fluid pressure. WO 2009126049 presents a plug element for carrying out tests in a well, a pipe or the like, comprising one or more plug bodies of disintegrable/breakable material which are arranged to be broken into pieces by effects applied from within. The plug comprises an internal cavity adapted to fluidly communicate with an external pressure-generating body, and the plug is designed to be ruptured by the introduction of a fluid into the internal cavity, and such that the pressure in the cavity exceeds an external pressure to a level where the plug is blown to pieces.

Sprø materialbarrierer som blir knust av de virkemidler som er nevnt ovenfor, kan imidlertid føre til et annet problem. I noen tilfeller, og til tross for krakelering av den sprø barriere, kan den bestemte brønnsituasjon (lokalt trykk, fluider, kompakterte avfatfsrester som omgir barrieren) hindre partiklene i å fjernes fysisk over noen betydelig avstand fra deres opprinnelige posisjon. Følgelig kan den krakelerte (men ikke fysisk desintegrerte) barriere fremdeles representere et relativt fast legeme i brønnen og hindre strømning, og derved blokkere for etterfølgende operasjonstrinn. Til slutt må kanskje slike krakelerte barrierer fjernes fysisk via kabetkjørings- eller kveitrørsin-tervensjoner, slik som beskrevet ovenfor. Brittle material barriers that are broken by the means mentioned above can, however, lead to another problem. In some cases, and despite cracking of the brittle barrier, the particular well situation (local pressure, fluids, compacted tailings surrounding the barrier) may prevent the particles from being physically removed over any significant distance from their original position. Consequently, the cracked (but not physically disintegrated) barrier may still represent a relatively solid body in the well and prevent flow, thereby blocking subsequent operational steps. Finally, such cracked barriers may have to be physically removed via cabeteering or halibut interventions, as described above.

Formålet med oppfinnelsen er å avhjelpe eller redusere minst én av ulempene med den kjente teknikk. The purpose of the invention is to remedy or reduce at least one of the disadvantages of the known technique.

Formålet oppnås i henhold til oppfinnelsen av de trekk som er angitt i følgende beskrivelse og i de etterfølgende patentkrav. The purpose is achieved according to the invention by the features indicated in the following description and in the subsequent patent claims.

Ifølge et første aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en brønnbarriere for å avtette et første parti av et brønnhull fra et andre parti av brønnhullet, hvor det første parti har et høyere fluidtrykk enn det andre parti, hvor brønnbarrieren blir holdt på plass I brønnhullet av et holdemiddel som hindrer bevegelse av brønnbarrieren i en retning som går fra det første parti og til det andre parti, hvor brønnbarrieren omfatter: - flere barriereelementer innledningsvis holdt sammen av et forbindelsesmiddel for å danne barrieren, hvor minst ett av barriereelementene har et overflateareal som vender mot det første parti av brønnhullet, og som er større enn o verfta tea realet som vender mot det andre parti av brønnhullet; - et tetningsmiddel for å hindre fluidstrøm fra det første parti og til det andre parti; - en destabiliseringsmekantsme innrettet for å frigjøre forbindelsesmidlet fra minst ett av barriereelementene ved aktivering av mekanismen, slik at understøttelse mellom tilstøtende barriereelementer blir fjernet, hvorved brønnbarrieren blir desintegrert. According to a first aspect of the present invention, a well barrier is provided to seal off a first part of a wellbore from a second part of the wellbore, where the first part has a higher fluid pressure than the second part, where the well barrier is held in place in the wellbore by a retaining means that prevent movement of the well barrier in a direction that goes from the first part to the second part, where the well barrier comprises: - several barrier elements initially held together by a connecting means to form the barrier, where at least one of the barrier elements has a surface area facing the first part of the well-hole, and which is larger than o verfta tea real facing the second part of the well-hole; - a sealing means to prevent fluid flow from the first part to the second part; - a destabilization mechanism designed to release the connecting agent from at least one of the barrier elements upon activation of the mechanism, so that support between adjacent barrier elements is removed, whereby the well barrier is disintegrated.

Dette har den virkning at formen på de individuelle barriereelementer etter desintegrasjon av barrieren kan styres, slik at sannsynligheten for at barriereelementene skaper problemer etter desintegrasjon, minimaliseres. Videre, det å tilveiebringe en This has the effect that the shape of the individual barrier elements after disintegration of the barrier can be controlled, so that the probability of the barrier elements causing problems after disintegration is minimised. Furthermore, the provision of a

forhåndsform hvor minst ett av barriereelementene har et overflateareal som vender mot det første parti av brønnhullet, og som er større enn overflatearealet som vender mot det andre parti av brønnhullet, kan tilveiebringe en brønnbarriere som er i stand til å tåle et høyt fluidtrykk i det første parti, men som er svært sårbart for fluidtrykk i det andre parti av brønnhullet. advance form where at least one of the barrier elements has a surface area facing the first part of the wellbore, and which is greater than the surface area facing the second part of the wellbore, can provide a wellbore barrier capable of withstanding a high fluid pressure in the first part, but which is very vulnerable to fluid pressure in the other part of the wellbore.

I én utførelse av den foretiggende oppfinnelse er de flere barriereelementer tifdannet i ett stykke forsynt med hakk I minst et parti av overflaten til brønnbarrieren, hvor forbindelsesmidlet omfatter det ikke-hakkede parti av brønnbarrieren. In one embodiment of the present invention, the several barrier elements formed in one piece are provided with notches in at least part of the surface of the well barrier, where the connecting means comprises the non-notched part of the well barrier.

I én utførelse av den foreliggende oppfinnelse er barriereelementene tilveiebrakt ved hjelp av separate, forhåndsformede barriereelementer som er forbundet med hverandre ved hjelp av forbindelsesmidlet, hvor forbindelsesmidlet er valgt fra én av, eller en kombinasjon av: et klebemiddel; en tråd; og tetningsmidlet, for å danne brønnbarrieren. In one embodiment of the present invention, the barrier elements are provided by means of separate, pre-formed barrier elements which are connected to each other by means of the connecting means, where the connecting means is selected from one of, or a combination of: an adhesive; a thread; and the sealant, to form the well barrier.

I én utførelse av den foretiggende oppfinnelse kan forhåndsformen være tilveiebrakt ved hjelp av en kombinasjon av ett eller flere partier av barrieren som er tilveiebrakt av hakk, og ett eller flere partier av barrieren som er tilveiebrakt av separate, forhåndsformede barriereelementer. In one embodiment of the present invention, the preform may be provided using a combination of one or more portions of the barrier provided by notches, and one or more portions of the barrier provided by separate, preformed barrier elements.

Brønnbarrieren kan videre være forsynt med et støtteelement for å understøtte barriereelementene. Fortrinnsvis vender støtteelementet mot det andre parti av brønnhullet. The well barrier can also be provided with a support element to support the barrier elements. Preferably, the support element faces the other part of the wellbore.

Tetningsmidlet kan utgjøres av et tetningselement. Fortrinnsvis vender tetningselementet mot det første parti av brønnhullet. Tetningselementet er vaigt fra et materiale som er egnet til å tilveiebringe en impermeabel barriere mellom fluidet i brønnhullet og barriereelementene. I én utførelse er tetningselementet valgt fra gruppen som omfatteren elastomermembran, et belegg, og et klebemiddel. The sealing means can consist of a sealing element. Preferably, the sealing element faces the first part of the wellbore. The sealing element is made from a material which is suitable for providing an impermeable barrier between the fluid in the wellbore and the barrier elements. In one embodiment, the sealing element is selected from the group comprising an elastomeric membrane, a coating, and an adhesive.

I én utførelse utgjøres tetningsmidlet av det ikke-hakkede parti av brønnbarrieren. In one embodiment, the sealant is made up of the unnotched portion of the well barrier.

Fortrinnsvis har brønnbarrieren form som en trykkbue (pressure arch) mot det første parti av brønnhullet. Preferably, the well barrier has the shape of a pressure arch towards the first part of the wellbore.

I én utførelse er brønnbarrieren forsynt med en ytterligere brønnbarriere, hvor den ytterligere brønnbarriere er avspeilet, i forhold til brønnbarrieren, omkring et plan som er vinkelrett på en lengdeakse av brønnhullet. I denne utførelse er det andre parti av brønnhullet avgrenset mellom nevnte brønnbarriere og nevnte ytterligere brønnbarriere. In one embodiment, the well barrier is provided with a further well barrier, where the further well barrier is reflected, in relation to the well barrier, around a plane which is perpendicular to a longitudinal axis of the well bore. In this embodiment, the second part of the wellbore is delimited between said well barrier and said further well barrier.

I én utførelse av den foreliggende oppfinnelse omfatter destabiIiseringsmekanismen et løsbart holdemrddel innrettet slik at brønnbarrieren, ved frigjøring av holdemidlet, beveges av fluidet i det første parti, idet bevegelsen får brønnbarrieren til å desintegrere. In one embodiment of the present invention, the destabilization mechanism comprises a detachable holding member arranged so that the well barrier, upon release of the holding means, is moved by the fluid in the first part, the movement causing the well barrier to disintegrate.

I én utførelse av den foreliggende oppfinnelse, når det andre parti er avgrenset mellom brønnbarrieren og den ytterligere brønnbarriere, utgjøres destabiliseringsmekanismen av et arrangement for å øke trykket i fluidet i det andre parti til et nivå som er høyere enn fluidtrykket i det første parti av brønnhullet som vender mot den ytterligere brønnbarriere. In one embodiment of the present invention, when the second part is delimited between the well barrier and the further well barrier, the destabilization mechanism is constituted by an arrangement to increase the pressure in the fluid in the second part to a level higher than the fluid pressure in the first part of the wellbore which faces the further well barrier.

Minst ett av de flere barriereelementer kan ha form som en kilestein (keystone) som understøtter tilstøtende barriereelementer, hvor kilesteinselementet har et overflateareal som vender mot det første parti av brønnhullet, og som er større enn overflatearealet som vender mot det andre parti av brønnhullet. Det minst ene kilesteinselement kan være tilveiebrakt ved hjelp av flere elementer. At least one of the several barrier elements can have the form of a keystone that supports adjacent barrier elements, where the keystone element has a surface area facing the first part of the wellbore, and which is larger than the surface area facing the second part of the wellbore. The at least one wedge stone element may be provided by means of several elements.

Barrieren som vender mot det første parti av brønnhullet, kan ha en konkav llnseform, hvor et flertall av barriereelementene er kileformede med et overflateareal som vender mot det første parti av brønnhullet, og som er større enn overflatearealet som vender mot det andre parti av brønnhullet. The barrier facing the first part of the wellbore can have a concave lens shape, where a majority of the barrier elements are wedge-shaped with a surface area facing the first part of the wellbore, and which is larger than the surface area facing the second part of the wellbore.

Ved et andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for å styre en desintegrasjon av en brønnbarriere ifølge det første aspekt ved oppfinnelsen, hvor fremgangsmåten omfatter: - å forhåndsforme barrieren til å desintegrere i flere barriereelementer av ønsket størrelse og form; og - å aktivere en destabiliseringsmekanisme som vil tilveiebringe en kraft tilstrekkelig stor til å bryte et forbindelsesmiddel som innledningsvis holder de flere barriereelementer sammen, hvilket får barrieren tii å desintegrere i nevnte flere barriereelementer av ønsket størrelse og form. In a second aspect of the present invention, a method is provided for controlling a disintegration of a well barrier according to the first aspect of the invention, where the method comprises: - pre-shaping the barrier to disintegrate into several barrier elements of the desired size and shape; and - to activate a destabilization mechanism which will provide a force sufficiently large to break a connecting means which initially holds the several barrier elements together, causing the barrier tii to disintegrate into said several barrier elements of the desired size and shape.

Det etterfølgende beskriver et ikke-begrensende eksempel på en foretrukket utførelse som er illustrert i de vedføyde tegninger, hvor: Fig. la-lc illustrerer ett eksempel på generisk bruk av oppfinnelsen; Fig. 2-5c illustrerer utførelse, funksjonalitet og operasjon av én barriere ifølge en foretrukket utførelse av oppfinnelsen; Fig. 6 illustrerer en kombinasjon av barriereelementer for å tilveiebringe toveis trykkintegritet; Fig. 7 illustrerer en utførelse hvor flere barriereelementer brukes for å motstå trykk fra den samme retning for å tilveiebringe en ytterligere operasjonell sikkerhet og redundans; Fig. 8a-8c illustrerer ytterligere systemtrekk som brukes for å garantere en pålitelig barrierefjernings-/desintegrasjonsprosess; Fig. 9-14 illustrerer bruk av trykkompenseringssystemer i forbindelse med en dob-bel barriereutførelse i fortsettelsen av en foretrukket utførelse. Slike trykkompenseringssystemer brukes for å tilveiebringe et lavere trykk mellom barriereelementene enn på utsiden av barriereelementene; Fig. 15 illustrerer et foretrukket design prinsipp for barriereelementer som utgjør barrieren; Fig. 16a illustrerer en splittegning av en barriere ifølge den foreliggende oppfinnelse; The following describes a non-limiting example of a preferred embodiment which is illustrated in the attached drawings, where: Fig. 1a-1c illustrate one example of generic use of the invention; Fig. 2-5c illustrate the design, functionality and operation of one barrier according to a preferred embodiment of the invention; Fig. 6 illustrates a combination of barrier elements to provide two-way pressure integrity; Fig. 7 illustrates an embodiment where several barrier elements are used to resist pressure from the same direction to provide further operational security and redundancy; Figures 8a-8c illustrate additional system features used to guarantee a reliable barrier removal/disintegration process; Fig. 9-14 illustrate the use of pressure compensation systems in connection with a double barrier design in continuation of a preferred design. Such pressure compensation systems are used to provide a lower pressure between the barrier elements than on the outside of the barrier elements; Fig. 15 illustrates a preferred design principle for barrier elements that make up the barrier; Fig. 16a illustrates a split drawing of a barrier according to the present invention;

Fig. 16b illustrerer barrieren på fig. 16a anordnet i et parti av et rør; og Fig. 16b illustrates the barrier in fig. 16a arranged in a part of a pipe; and

Fig. 16c illustrerer barrieren på fig. 16b sett fra det første parti av et brønnhull. Fig. la-lc illustrerer et borehull 101. Et ffiringsrør 102 brukes for å hindre borehullet 101 i å kollapse under boring og etterfølgende produksjon, og for å avtette borehulls-veggen for å hindre uønsket lekkasje til eller fra strata/soner i undergrunnen og, til slutt, for å tilveiebringe en barriere mellom det trykksatte hydrokarbon reservoar og det åpne miljø. I de fleste tilfeller sementeres fdringsrøret til fjellveggen, hvilket vil bli forstått av en hvilken som helst fagmann og, følgelig, vil ikke bli illustrert her. En generisk brønnkomplettering er illustrert. I dette illustrerte tilfelle omfatter den nedre komplettering et sementert produksjonsforlengingsrør 103 som er åpent mot hydrokarbon reservoaret via perforeringer 104. En fagmann vil vite at utførelsen og konfigu-rasjonen av produksjonsforlengingsrøret 103 kan variere betydelig fra det som er illustrert her. Produksjonsforlengingsrøret 103 er forankret til, og danner en tetning mot, fdringsrøret 102 ved hjelp av et forlengingsrørhengersystem 105. Fig. 16c illustrates the barrier of fig. 16b seen from the first part of a well hole. Figs. 1a-1c illustrate a borehole 101. A casing pipe 102 is used to prevent the borehole 101 from collapsing during drilling and subsequent production, and to seal the borehole wall to prevent unwanted leakage to or from strata/zones in the subsurface and, finally, to provide a barrier between the pressurized hydrocarbon reservoir and the open environment. In most cases, the conduit is cemented to the rock wall, which will be understood by any person skilled in the art and, accordingly, will not be illustrated here. A generic well completion is illustrated. In this illustrated case, the lower completion includes a cemented production extension pipe 103 which is open to the hydrocarbon reservoir via perforations 104. One skilled in the art will know that the design and configuration of the production extension pipe 103 can vary significantly from what is illustrated here. The production extension pipe 103 is anchored to, and forms a seal against, the supply pipe 102 by means of an extension pipe hanger system 105.

Den øvre komplettering omfatter produksjonsrøret 106, som er stukket inn i den nedre komplettering ved hjelp av en tetn i ngsstingersammensti Iling 107. Et tetningsar-rangement 108 som omfatter en barriere 114 ifølge den foreliggende oppfinnelse, er installert under en produksjonspakning 109. Ved toppen av brønnen er røret 106 av-sluttet i brønnhodet 110. Kompletteringsuførelsen kan variere betydelig fra det som er vist på fig. 1, og det er vanlige kompletteringskomponenter som ikke er illustrert her, slik som en nedihulls sikkerhetsventil. Disse fakta vil bli forstått av fagmann. Tilsva-rende kan anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse brukes for andre komplet-teringsuføre Iser enn den som er vist her, og fig. 1 viser kun et eksempel. The upper completion comprises the production pipe 106, which is inserted into the lower completion by means of a seal assembly 107. A seal arrangement 108 comprising a barrier 114 according to the present invention is installed below a production packing 109. At the top of the well, the pipe 106 is terminated in the wellhead 110. The completion execution can vary significantly from what is shown in fig. 1, and there are common add-on components not illustrated here, such as a downhole safety valve. These facts will be understood by those skilled in the art. Correspondingly, the device according to the present invention can be used for other complementary ices than the one shown here, and fig. 1 shows only an example.

Når kompletteringen kjøres i hullet er produksjonspakningen 109 ikke aktivert, som illustrert på fig. la. When the completion is run in the hole, the production pack 109 is not activated, as illustrated in fig. let.

Rørets senterlinje 115 er illustrert for henvisning. The tube centerline 115 is illustrated for reference.

Idet det nå vises til fig. lb, settes en pumpe 111 i fluidkommunikasjon med brønnho-det 110. For å sette produksjonspakningen 109, hvilket betyr å ekspandere de mekaniske ankre og tetningselementer til kontakt med fdringsrøret 102, brukes pumpen 111 for å påføre høytrykk til fluidet på innsiden av røret 106. Dette er mulig pga. den avtettede ka psi ing ttldannet av røret 106, tetn ingsarrange men tet 108, brønnhodet 110 og pumpen 111. Etter setting av pakningen 109, er barrieren 114 ikke lenger påkrevd i brønnen. Det neste trinn er å fjerne barrieren 114 slik at brønnen kan settes i produksjon eller injeksjon. Referring now to fig. lb, a pump 111 is placed in fluid communication with the wellhead 110. To set the production packing 109, which means expanding the mechanical anchors and sealing elements into contact with the flow pipe 102, the pump 111 is used to apply high pressure to the fluid on the inside of the pipe 106. This is possible due to the sealed casing consists of the pipe 106, the sealing arrangement 108, the wellhead 110 and the pump 111. After setting the gasket 109, the barrier 114 is no longer required in the well. The next step is to remove the barrier 114 so that the well can be put into production or injection.

For å fjerne barrieren 114 trykksykliseres fluidet på innsiden av røret 106, slik som beskrevet tidligere i dette dokument, ved å bruke pumpen ill. For hver fullstendig trykksyklus betjenes en mekanisk tellemekanisme 112 et trinn. Etter et visst antall trinn vil den mekaniske tellemekanisme 112 samhandle med en aktiveringsmodul 113 som utløser åpningen og/eller fjerningen av barrieren 114.1 sammendrag så åpner barrieren 114 etter et visst antall sykluser, dvs. trykksettinger og trykkavlastinger av rørflufdet. Fig. lc Illustrerer brønnkompletteringen etter at barrieren 114 er blitt fjernet. To remove the barrier 114, the fluid inside the pipe 106 is pressure cycled, as described earlier in this document, using the pump or For each complete pressure cycle, a mechanical counting mechanism 112 is operated one step. After a certain number of steps, the mechanical counting mechanism 112 will interact with an activation module 113 which triggers the opening and/or removal of the barrier 114.1 summary then the barrier 114 opens after a certain number of cycles, i.e. pressurization and depressurization of the pipe fluff. Fig. 1c illustrates the well completion after the barrier 114 has been removed.

Det mekaniske tellesystem 112 og aktiveringssystem 113 kan erstattes eller suppleres av alternative aktiveringssystemer, stik som batteribetjente, sensorbaserte eller tids-målerbaserte aktiveringssystemer, som styres av innvendige mikrokontrollenheter eller liknende som er tilgjengelige i markedet. Detaljer vedrørende slike assosierte aktiveringsmekanismer vil forstås av en fagmann og ingen ytterligere detaljer angående slike beskrives her. The mechanical counting system 112 and activation system 113 can be replaced or supplemented by alternative activation systems, such as battery-operated, sensor-based or time-meter-based activation systems, which are controlled by internal microcontroller units or similar that are available in the market. Details regarding such associated activation mechanisms will be understood by one skilled in the art and no further details regarding such are described here.

Fig. 2 viser, i større målestokk, én utførelse av barrieren 114 sammen med et assosiert aktiveringssystem 113 ifølge den foreliggende oppfinnelse, samt et tellesystem 112 som indikert på figur la-lc, eller alternative systemer for trådløs aktivering av barrieresystemet, som ikke er vist her. Et slikt system er imidlertid antatt innbefattet i brønnkompletteringen og er i fluidkommunikasjon med aktiveringssystemet 113 gjennom en strømningskanal 201. Fig. 2 shows, on a larger scale, one embodiment of the barrier 114 together with an associated activation system 113 according to the present invention, as well as a counting system 112 as indicated in figures la-lc, or alternative systems for wireless activation of the barrier system, which are not shown here. However, such a system is assumed to be included in the well completion and is in fluid communication with the activation system 113 through a flow channel 201.

I en foretrukket utførelse, og ved aktivering, vil et mekanisk tellesystem 112, som indikert på figur la-lc, eller alternative system for trådløs aktivering, betjene en ventilmanifold slik at et trykksatt fluid føres inn i aktiveringssystemet 113 gjennom strømningskanalen 201. Detaljer ved betjening av et hvilket som helst mekanisk tellesystem 112, eller alternative trådløse aktiveringssystemer, ventilmanifolder, etc. er kjent for en fagmann og beskrives ikke ytterligere her. I utførelsen som er vist på flg. 2, har aktiveringssystemet 113 en rørform og er innlemmet eller forbundet med pro-duksjonsrøret 106. Kun én side av det gjennomkuttede aktiveringssystem 113 er illustrert. Senter av det gjennomkuttede aktiveringssystem 113 er illustrert ved hjelp av den stiplede linje 115. In a preferred embodiment, and upon activation, a mechanical counter system 112, as indicated in Figures la-lc, or alternative system for wireless activation, will operate a valve manifold so that a pressurized fluid is introduced into the activation system 113 through the flow channel 201. Details of operation of any mechanical counting system 112, or alternative wireless actuation systems, valve manifolds, etc. are known to one skilled in the art and are not described further here. In the embodiment shown in Fig. 2, the activation system 113 has a tubular shape and is incorporated or connected to the production pipe 106. Only one side of the cut-through activation system 113 is illustrated. The center of the cut-through actuation system 113 is illustrated by the dashed line 115.

Barrieren 114 som er vist på fig. 2, består av mindre barriereelementer hvorav noen av disse er indikert med henvisningstallene 114a, 114b, 114k. En relativt tynnvegget fundamentkuppel 114s laget av et sprøtt materiale, slik som betong, er anvendt for å forenkle konstruksjonen av barrieren 114, og for å hindre uønsket prematur migra-sjon/bevegelse av barriereelementene 114a, 114b, 114k i forhold til hverandre. I én utførelse av den foreliggende oppfinnelse er barriereelementene 114a, 114b, 114k festet til fundamentkuppelen 114s og/eller hverandre ved hjelp av et klebemiddel, eller ved å bruke en metalltråd eller andre egnede festemetoder. I en annen utførelse danner en relativt tynnvegget ring (ikke Illustrert her), som er laget av et liknende sprøtt materiale, omkretsen av barrieren 114 for å underlette montering, og for å tilveiebringe stabilitet mellom komponenter i barrieren 114. The barrier 114 shown in FIG. 2, consists of smaller barrier elements, some of which are indicated by reference numbers 114a, 114b, 114k. A relatively thin-walled foundation dome 114s made of a brittle material, such as concrete, is used to simplify the construction of the barrier 114, and to prevent unwanted premature migration/movement of the barrier elements 114a, 114b, 114k in relation to each other. In one embodiment of the present invention, the barrier elements 114a, 114b, 114k are attached to the foundation dome 114s and/or each other by means of an adhesive, or by using a metal wire or other suitable attachment methods. In another embodiment, a relatively thin-walled ring (not illustrated here), which is made of a similarly brittle material, forms the perimeter of the barrier 114 to facilitate assembly, and to provide stability between components of the barrier 114.

I en alternativ utførelse består barrieren 114 av ett element forsynt med hakk som angir bruddanvisninger i barrieren 114 og inn I barriereelementene 114a, 114b, 114k av en ønsket, forutbestemt størrelse. In an alternative embodiment, the barrier 114 consists of one element provided with notches that indicate break instructions in the barrier 114 and into the barrier elements 114a, 114b, 114k of a desired, predetermined size.

Barrieren 114 er låst på plass på innsiden av aktiveringssystemet 113 sitt rør ved hjelp av en fingerkopling 207 og en låse-/dekselhylse 208. The barrier 114 is locked in place on the inside of the activation system 113's tube by means of a finger coupling 207 and a locking/cover sleeve 208.

Ved aktivering ledes trykksatt fluid fra en ventilmanifold som betjenes slik beskrevet When activated, pressurized fluid is led from a valve manifold which is operated as described

på andre steder i dokumentet, og inn i aktiveringssystemet 113 via kanalen 201. Her virker det trykksatte fluid på et stempel 202. Stemplet 202 er i mekanisk kontakt med en holdeprofil 204 via en stempelrørstamme (piston mandret) 203. Langsgående spor 205 er tilveiebrakt i stempelrørstammen 203. Et sett med festebolter 209 er skrudd inn i låse-/ dekselhylsen 208, hvor festeboitene 209 rager gjennom sporene 205 i stempelrørstammen 203. at other places in the document, and into the activation system 113 via the channel 201. Here the pressurized fluid acts on a piston 202. The piston 202 is in mechanical contact with a holding profile 204 via a piston tube stem (piston mandrel) 203. Longitudinal track 205 is provided in piston tube stem 203. A set of fastening bolts 209 are screwed into the locking/cover sleeve 208, where the fastening bolts 209 protrude through the grooves 205 in the piston tube stem 203.

I én utførelse er de mindre elementer 14a, 14b, 114k fritt bevegelige i forhold til hverandre, men de danner en mekanisk stabil geometri når de er montert slik som vist på fig. 2.1 alternative utførelser bidrar en tynnvegget kuppel 14s til å holde barrieren 114 sin geometri stabil. I den beskrevne utførelse er barrieren 114 konstruert tit å motstå krefter fra en retning som er illustrert med en pil 210. In one embodiment, the smaller elements 14a, 14b, 114k are freely movable in relation to each other, but they form a mechanically stable geometry when assembled as shown in fig. 2.1 alternative embodiments, a thin-walled dome 14s helps to keep the geometry of the barrier 114 stable. In the described embodiment, the barrier 114 is constructed to resist forces from a direction illustrated by an arrow 210.

Således er det tilveiebrakt et brønntetningsarrangement 108 hvor kraftintegriteten er tilveiebrakt av minst én barriere 114 assosiert med minst ett aktiveringssystem 113 som innbefatter minst ett betjenbart støtteelement 207, hvor nevnte barriere 114 er konstruert av mindre barriereelementer 114a, 114b, 114k som danner en stabil mekanisk struktur mot krefter fra minst én side av tetningsarrangementet 108; og nevnte stabile mekaniske struktur blir ustabil ved å operere minst ett støtteelement 207. Thus, a well sealing arrangement 108 is provided where the force integrity is provided by at least one barrier 114 associated with at least one activation system 113 which includes at least one operable support element 207, where said barrier 114 is constructed of smaller barrier elements 114a, 114b, 114k which form a stable mechanical structure against forces from at least one side of the sealing arrangement 108; and said stable mechanical structure becomes unstable by operating at least one support element 207.

Således er det tilveiebrakt et brønntetningsarrangement 108 hvor kraftintegriteten er tilveiebrakt av minst én barriere 114 assosiert med minst ett aktiveringssystem 113, hvor nevnte barriere 114 er konstruert av mindre barriereelementer 114a, 114b, 114k som danner en stabil mekanisk struktur mot krefter fra minst én side av tetningsar rangementet 108, hvor nevnte stabile mekaniske struktur blir ustabil ved å opere-re/betjene aktiveringssystemet 113. Thus, a well sealing arrangement 108 is provided where the force integrity is provided by at least one barrier 114 associated with at least one activation system 113, where said barrier 114 is constructed of smaller barrier elements 114a, 114b, 114k which form a stable mechanical structure against forces from at least one side of the sealing arrangement 108, where said stable mechanical structure becomes unstable by operating the activation system 113.

For å sikre trykkintegritet og ikke kun kraftintegritet, er barrieren 114 i den viste utfø-relse forsynt med en elastomermembran 212.1 andre utførelser kan elastomermembranen 212 erstattes med andre belegningsmidler som er egnet til å danne en tetning. Et slikt belegningsmiddel kan utgjøres av klebemidler, harpiksbelegg eller liknende. In order to ensure pressure integrity and not just force integrity, the barrier 114 in the embodiment shown is provided with an elastomer membrane 212. In other embodiments, the elastomer membrane 212 can be replaced with other coating means which are suitable for forming a seal. Such a coating agent can consist of adhesives, resin coatings or the like.

Det vises nå til fig. 3. Når det høytrykksatte fluid skyver stemplet 202 nedover, forskyves holdeprofilen 204 samtidig. Etter en viss vandring, vil holdeprofilen 204 ikke lenger understøtte fingerkoplingen 207 radialt. Når den radiale understøttelse blir fjernet fra fingerkoplingen 207, vil fingrene bli skjøvet radialt utover og bort fra røret 106 sin senterlinje 115.1 utførelsen som er vist på fig. 4, er fingerkoplingen 207 slik utformet at fingrene fjærer fra hvilestillingen og mot en stilling radialt utover og inn i en utsparing 503 når barrieren 114 er satt sammen. I en annen utførelse presser sky-vingen, som er frembrakt av trykkraften indikert med pilen 210 som virker på barrieren 114, fingrene til fingerkoplingen 207 radialt utover og inn i utsparingen 503. Reference is now made to fig. 3. When the high-pressure fluid pushes the piston 202 downwards, the holding profile 204 is displaced at the same time. After a certain travel, the holding profile 204 will no longer support the finger coupling 207 radially. When the radial support is removed from the finger coupling 207, the fingers will be pushed radially outward and away from the tube 106's center line 115.1 the embodiment shown in fig. 4, the finger coupling 207 is designed so that the fingers spring from the rest position and towards a position radially outwards and into a recess 503 when the barrier 114 is assembled. In another embodiment, the cloud wing, which is produced by the thrust force indicated by the arrow 210 acting on the barrier 114, pushes the fingers of the finger coupling 207 radially outward and into the recess 503.

Det vises nå til fig. 5a. Som en konsekvens av at fingerkoplingen 207 ikke lenger un-derstøtter barrieren114, er barrieren 114 fri til å bevege seg nedover. Etter hvert som stemplet 202, stempelrørstammen 203 og støtteelementet 204 forskyves nedover et stykke etter at den radiale understøttelse er blitt fjernet fra fingerkoplingen 207, kommer stempelrørstammen 203 i kontakt med festebolten 209 når bolten 209 støter mot et ende parti av sporet 205. Følgelig forskyves låse-/dekse I hylsen 208 nedover. På det tidspunkt når festebolten 209 og den assosierte profil i låse-/dekselhylsen 208 lander på en skulder 501 tilveiebrakt i en rørutsparing 502, stopper den nedadrettede bevegelse av stemplet 202, stempelrørstammen 203 og støtteelementet 204. På dette tidspunkt dekker låse-/dekselrørstammen 208 åpningen mellom boringen og utsparingen 503. Fortrinnsvis vil et mekanisk låsesystem sikre at låse-/dekselrørstammen låses på plass i forhold til utsparingen 503. Et slikt låsesystem er ikke vist, men det kan for eksempel utgjøres av en smekklås eller en annen egnet låseanordning som vil forstås av en fagmann. Reference is now made to fig. 5a. As a consequence of the finger link 207 no longer supporting the barrier 114, the barrier 114 is free to move downward. As the piston 202, the piston tube stem 203 and the support member 204 are displaced downward some distance after the radial support has been removed from the finger coupling 207, the piston tube stem 203 comes into contact with the fixing bolt 209 when the bolt 209 abuts an end portion of the slot 205. Accordingly, the lock is displaced -/cover In sleeve 208 downwards. At the time that the retaining bolt 209 and the associated profile in the lock/cover sleeve 208 lands on a shoulder 501 provided in a tube recess 502, the downward movement of the piston 202, the piston tube stem 203 and the support member 204 stops. At this time the lock/cover tube stem 208 covers the opening between the bore and the recess 503. Preferably, a mechanical locking system will ensure that the lock/cover pipe stem is locked in place in relation to the recess 503. Such a locking system is not shown, but it can for example be made up of a snap lock or another suitable locking device that will understood by a person skilled in the art.

Idet det fremdeles vises til fig. 5a, er barrieren 114 nå fri til å bevege seg ytterligere nedover i røret 106.1 en foretrukket utførelse av oppfinnelsen vil barrieren 114 nå desintegrere pga. kreftene som er forårsaket av trykket ifølge pilen 210, assosierte strømningskrefter, kollisjoner med røret 106 sin vegg, eller kollisjon med andre gjenstander i brønnen. I en foretrukket utførelse er de mindre barriereelementer 114a, 114b, 114k fri til § bevege seg i forhold til hverandre, eller de er i kontakt med hverandre ved hjelp av et relativt svakt klebemiddel, tynne metalltråder, eller andre midler som vit frigjøres når relativt moderate krefter virker på barrieren 114.1 det tilfelle hvor en relativt tynnvegget kuppel 114s brukes eller, alternativt, i kombinasjon med en tynnvegget kant (rim) langs omkretsen av barrieren 114, er en foretrukket utførel-se av dette at den tynnveggede kuppel 114s og/eller kant er laget av et sprøtt materiale som vil knuse i prosessen etter den radiale frigjøring av fingerkoplingen 207. Fig. 5b illustrerer den situasjon hvor barrieren 114 er i gang med å bli desintegrert. While still referring to fig. 5a, the barrier 114 is now free to move further down the pipe 106.1 a preferred embodiment of the invention, the barrier 114 will now disintegrate due to the forces caused by the pressure according to arrow 210, associated flow forces, collisions with the pipe 106's wall, or collisions with other objects in the well. In a preferred embodiment, the smaller barrier elements 114a, 114b, 114k are free to § move relative to each other, or they are in contact with each other by means of a relatively weak adhesive, thin metal wires, or other means that are released when relatively moderate forces act on the barrier 114.1 the case where a relatively thin-walled dome 114s is used or, alternatively, in combination with a thin-walled edge (rim) along the perimeter of the barrier 114, a preferred embodiment of this is that the thin-walled dome 114s and/or edge is made of a brittle material which will shatter in the process after the radial release of the finger coupling 207. Fig. 5b illustrates the situation where the barrier 114 is in the process of being disintegrated.

Som vil forstås av en fagmann er et barriereelement av den type som er illustrert her som barrieren 114, konstruert til å motstå større krefter fra retningen illustrert med pilen 210 enn i den motsatte retning (nedenfra i den illustrerte utførelse). As will be understood by one skilled in the art, a barrier element of the type illustrated here as barrier 114 is designed to withstand greater forces from the direction illustrated by arrow 210 than in the opposite direction (from below in the illustrated embodiment).

Fig. Sc illustrerer et annet foretrukket trekk. Her er elastomermembranen 212 fysisk bundet til dekselrørstammen 208 langs dens omkrets 504. Når barrieren 114 aktiveres, vil barriereelementene 114a, 114b, 114k, etc. på dette vis være fysisk atskilt fra Fig. Sc illustrates another preferred feature. Here, the elastomer membrane 212 is physically bonded to the cover tube stem 208 along its circumference 504. When the barrier 114 is activated, the barrier elements 114a, 114b, 114k, etc. will thus be physically separated from

elastomermembranen 212. Videre, elastomermembranen 212 vit til slutt bli snudd opp ned (inverted) og istykkerrevet/permant destruert av fluidkreftene som virker på denne. Pa dette vis unngår man et potensielt problem ved at de mekaniske deler, slik som barriereelementene 114a, 114b, 114c, samt tetningsdelene, slik som elastomermembranen 212 i barrieren 114, er i stand til på ny å danne en barrieretetning et annet sted i brønnen. Bindingen mellom elastomermembranen 212 og dekselrørstammen 208 kan oppnås ved hjefp av mekaniske festemidler, klebemidler, eller ved å vulkani-sere elastomermembranen 212 til dekselrørstammen 208. the elastomer membrane 212. Furthermore, the elastomer membrane 212 will eventually be turned upside down (inverted) and torn to pieces/permanently destroyed by the fluid forces acting on it. In this way, a potential problem is avoided in that the mechanical parts, such as the barrier elements 114a, 114b, 114c, as well as the sealing parts, such as the elastomer membrane 212 in the barrier 114, are able to re-form a barrier seal elsewhere in the well. The bond between the elastomer membrane 212 and the cover tube stem 208 can be achieved by using mechanical fasteners, adhesives, or by vulcanizing the elastomer membrane 212 to the cover tube stem 208.

Fig. 6 illustrerer et barrieresystem som omfatter to barrierer 114, 601. Barrieren 601 er lagt tii for å gjøre systemet i stand til å motstå krefter og trykk ifølge en pit 604. Fig. 6 illustrates a barrier system comprising two barriers 114, 601. The barrier 601 is placed to enable the system to withstand forces and pressure according to a pit 604.

Som illustrert på fig. 6, holdes barrieren 601 på plass av en ho Ide hy Ise 603 og en kile 602. Videre angående denne utførelse, barrieren 601 fjernes som følge av at barrieren 114 blir fjernet eller desintegrert. Når barriere 114 er desintegrert, som vist på flg. 5c, vil barrieren 601 bli utsatt for den desintegrerte barriere 114 og for fluidkrefter som virker på barrieren 601 fra en retning som er indikert med pilen 210, hvor barrieren 601 har en svært begrenset trykkintegritet. As illustrated in fig. 6, the barrier 601 is held in place by a ho Ide hy Ise 603 and a wedge 602. Further, regarding this embodiment, the barrier 601 is removed as a result of the barrier 114 being removed or disintegrated. When barrier 114 is disintegrated, as shown in Fig. 5c, barrier 601 will be exposed to the disintegrated barrier 114 and to fluid forces acting on barrier 601 from a direction indicated by arrow 210, where barrier 601 has very limited pressure integrity.

I en annen utførelse av oppfinnelsen kan barrieren 601 aktiveres av et liknende aktiveringssystem og fremgangsmåte, og som beskrevet i forbindelse med figur 2-5. En slik aktiveringsmekanisme kan være uavhengig av, eller danne en integrert del av, aktiveringssystemet 113. In another embodiment of the invention, the barrier 601 can be activated by a similar activation system and method, and as described in connection with Figures 2-5. Such an activation mechanism can be independent of, or form an integral part of, the activation system 113.

I én utførelse av den foreliggende oppfinnelse er det den nedre av de to barrierer, dvs. barrieren 601, som betjenes av aktiveringssystemet 113, som omtalt ovenfor. Dette betyr at barrieresystemet som er fremlagt på fig. 6, er snudd opp ned. I mange tilfelter er det ønskelig å åpne brønnen i en underbalansert tilstand, hvilket betyr at volumet ovenfor den øvre barriere 114 er blitt fylt med et relativt lett fluid, slik som en saltoppløsning (brine), slik at reservoaret er i stand til å produsere fluider inn i brønnen umiddelbart etter barrierefjemingen. På dette vis unngår man å<M>sjokk-injisere" et potensielt forurenset fluid Inn i formasjonen, og derved oppnås en potensi-ell renseeffekt ved å "sjokk-produsere" fra reservoaret og inn I brønnen når barrieren fjernes. For å muliggjøre barrierefjernlng I underbalanse, må derved den nedre barriere 601 fjernes før den øvre barriere 114 fjernes. In one embodiment of the present invention, it is the lower of the two barriers, i.e. the barrier 601, which is operated by the activation system 113, as discussed above. This means that the barrier system presented in fig. 6, is turned upside down. In many cases, it is desirable to open the well in an underbalanced state, which means that the volume above the upper barrier 114 has been filled with a relatively light fluid, such as a salt solution (brine), so that the reservoir is able to produce fluids into the well immediately after barrier removal. In this way, one avoids "shock-injecting" a potentially contaminated fluid into the formation, thereby achieving a potential cleaning effect by "shock-producing" from the reservoir into the well when the barrier is removed. To enable barrier removal In underbalance, the lower barrier 601 must therefore be removed before the upper barrier 114 is removed.

I enda en annen utførelse av oppfinnelsen betjenes barrierene 114 og 601 samtidig når aktiveringssystemet 113 aktiveres. In yet another embodiment of the invention, the barriers 114 and 601 are operated simultaneously when the activation system 113 is activated.

I én utførelse av den foreliggende oppfinnelse er barrierene 114 og 601 helt eller delvis integrert i ett strukturelt element med et hulrom på sin innside. In one embodiment of the present invention, the barriers 114 and 601 are fully or partially integrated into one structural element with a cavity on its inside.

I alle utførelser som er eksemplifisert på figur 2-6, hindres barrierene, slik som barrieren 114, i å desintegrere i den motsatte retning, i forhold til det som er illustrert på fig. 5, av mekaniske krefter som påføres av slike som fingerkoplingen 207, holdehyl-sen 208 og elastomermembranen 212. Også i en foretrukket utførelse av oppfinnelsen holdes barrierer, slik som barrieren 114, ytterligere på plass ved hjelp av trykkrefter som virker på disse via elastomermembranene, slik som elastomermembranen 212. Videre angående fig. 6, dette oppnås ved alltid å sikre at det foreligger et lavere trykk mellom barrierene 114, 601 enn det som foreligger ved henholdsvis toppen av barrieren 114 og bunnen av barrieren 601.1 én utførelse oppnås dette ved å opprettholde atmosfæriske trykkforhold i området mellom barrierene 114, 601. Pa dette vis vil brønntrykket ovenfor barrieren 114 og nedenfor barrieren 601 holde barrieren på plass inntil aktiveringssystemet 113 aktiveres. In all embodiments exemplified in Figs. 2-6, the barriers, such as barrier 114, are prevented from disintegrating in the opposite direction to that illustrated in Figs. 5, of mechanical forces applied by such as the finger coupling 207, the holding sleeve 208 and the elastomer membrane 212. Also in a preferred embodiment of the invention, barriers, such as the barrier 114, are further held in place by means of compressive forces acting on them via the elastomer membranes, such as the elastomer membrane 212. Furthermore, regarding FIG. 6, this is achieved by always ensuring that there is a lower pressure between the barriers 114, 601 than that which exists at the top of the barrier 114 and the bottom of the barrier 601, respectively. In one embodiment, this is achieved by maintaining atmospheric pressure conditions in the area between the barriers 114, 601 In this way, the well pressure above the barrier 114 and below the barrier 601 will keep the barrier in place until the activation system 113 is activated.

I én utførelse tilføres et vakuum i hulrommet mellom barrierene 114 og 601 for å sikre at trykkrefter holder barrierene på plass og intakte mens disse håndteres på overflaten, og med atmosfærisk trykk i omgivelsene. In one embodiment, a vacuum is applied in the cavity between the barriers 114 and 601 to ensure that compressive forces keep the barriers in place and intact while they are handled on the surface, and with ambient atmospheric pressure.

I én utførelse omfatter aktiveringssystemet 113 ikke fingerkoplingen 207 og de assosierte mekanismer. I stedet fjernes barrierene 114 og 601 ved å lede et høyt trykk inn i hulrommet derimellom, enten fra en kilde ved en beliggenhet ovenfor barrieren 114 eller nedenfor barrieren 601, eller på den radiale utside av denne eller fra et trykksatt fluidreservoar som utgjøren del av den Installerte nedihullssammenstilling. Ett slikt aktiveringssystem er kjent fra publikasjonen WO 2009126049. In one embodiment, the activation system 113 does not include the finger clutch 207 and the associated mechanisms. Instead, the barriers 114 and 601 are removed by introducing a high pressure into the cavity between them, either from a source at a location above the barrier 114 or below the barrier 601, or on the radial outside thereof or from a pressurized fluid reservoir forming part of it Installed downhole assembly. One such activation system is known from the publication WO 2009126049.

I én utførelse oppnås desintegrasjon av barrieren ifølge den foreliggende oppfinnelse ved å lede et høytrykksfluid inn i hulrommet mellom barrierene 114, 601, som vist, i kombinasjon med fjerning av mekanisk understøttelse av én eller flere barrierer. In one embodiment, disintegration of the barrier according to the present invention is achieved by directing a high-pressure fluid into the cavity between the barriers 114, 601, as shown, in combination with the removal of mechanical support of one or more barriers.

I én utførelse vil elastomermembranen 212 holde barrieren 114 mekanisk stabil ved hjelp av mekaniske krefter/mekanisk stivhet som er assosiert med membranen 212 (liknende betraktninger gjelder for barrieren 601). In one embodiment, the elastomeric membrane 212 will keep the barrier 114 mechanically stable by means of mechanical forces/mechanical stiffness associated with the membrane 212 (similar considerations apply to the barrier 601).

I én utførelse er syklusåpningssystemet 112 og/eller aktiveringssystemet 113 innlemmet i én eller alle av barrierene 114, 601 og/eller i de mindre barriereelementer 114a, 114b, 114k. In one embodiment, the cycle opening system 112 and/or the activation system 113 is incorporated in one or all of the barriers 114, 601 and/or in the smaller barrier elements 114a, 114b, 114k.

I de etterfølgende figurer er de indre deler av det gjennomkuttede aktiveringssystem for enkelhets skyld ikke vist. In the following figures, the internal parts of the cut-through activation system are not shown for the sake of simplicity.

Det vises nå til fig. 7. Videre angående illustrasjonene her, i én utførelse av oppfinnelsen er barrierene 114, 601 som er beskrevet i flg. 6, supplert med ytterligere barrierer 114', 601'. Dette kan være påkrevd i tilfeller hvor ytterligere sikkerhet og/eller redundans er nødvendig. Reference is now made to fig. 7. Further regarding the illustrations here, in one embodiment of the invention the barriers 114, 601 described in Fig. 6 are supplemented by further barriers 114', 601'. This may be required in cases where additional security and/or redundancy is required.

Fig. 8a Illustrerer en utførelse hvor barrierene 114, 601 er forsynt med stavelementer 801, 802 som vil tilføre skyving til kilesteinene 114k, 804 når én eller begge av barrierene 114, 601 aktiveres. I andre utførelser av oppfinnelsen er stavene 801, 802 er-stattet av kutteelementer som vil bli tvunget opp mellom, på innsiden av eller gjennom barrierene 114, 601 og gjennom elastomermembranene, slik som elastomermembranen 212. Intensjonen med konstruksjonen som er vist på fig. 8, er å hindre ulykkestilfeller hvor barrierene 114, 601 på ny danner stabile barrierekonstruk-sjoner etter aktivering i stedet for å desintegrere. Fig. 8a illustrates an embodiment where the barriers 114, 601 are provided with rod elements 801, 802 which will add thrust to the wedge stones 114k, 804 when one or both of the barriers 114, 601 are activated. In other embodiments of the invention, the rods 801, 802 are replaced by cutting elements which will be forced up between, inside or through the barriers 114, 601 and through the elastomer membranes, such as the elastomer membrane 212. The intent of the construction shown in fig. 8, is to prevent accidents where the barriers 114, 601 once again form stable barrier constructions after activation instead of disintegrating.

I en foretrukket utførelse, og dersom hovedmetoden for barrierefjer-ning/desintegrasjon (syklusåpnlng) ikke virker, vil en kutteanordning bli sendt ned på kabel eller kveilrør og benyttes til å kutte gjennom membranen 212. Dette innebærer at den øvre barriere 114 vil lekke, og dette vil få et trykk til å virke på toppen av barrieren 601, slik at denne desintegreres (ettersom den ikke er konstruert til å motstå trykk fra den retningen). Ved deretter å blø av trykket ovenfor barriere 114, vil denne også desintegrere, og av liknende årsaker, ettersom det høyere reservoartrykk vil virke på den i den motsatte retning. I noen utførelser er membranen 212 mekanisk be- skyttet eller så benyttes doble barrierer (som beskrevet i forbindelse med fig. 7}. Dette kan være tilfellet dersom den operasjonelle rekkefølge for å komplettere brønnen Involverer en risiko for at gjenstander tilfeldigvis faller ned på membranen 212 og får denne til å lekke når denne var tiltenkt å tilveiebringe trykkintegritet. I slike tilfeller, og videre angående en annen utførelse av oppfinnelsen, vil en spydanordning bli sendt ned på kabel eller kveilrør og benyttes til S knuse barrieren 114.1 én utførelse vil ka-belkjøringsverktøyet være en kombinert kutte- og spydanordning. In a preferred embodiment, and if the main method of barrier removal/disintegration (cycle opening) does not work, a cutting device will be sent down the cable or coiled pipe and used to cut through the membrane 212. This means that the upper barrier 114 will leak, and this will cause a pressure to act on top of the barrier 601, causing it to disintegrate (as it is not designed to withstand pressure from that direction). By then bleeding off the pressure above barrier 114, this will also disintegrate, and for similar reasons, as the higher reservoir pressure will act on it in the opposite direction. In some embodiments, the membrane 212 is mechanically protected or double barriers are used (as described in connection with Fig. 7}. This may be the case if the operational sequence for completing the well involves a risk of objects accidentally falling onto the membrane 212 and causes it to leak when it was intended to provide pressure integrity. In such cases, and further regarding another embodiment of the invention, a spear device will be sent down the cable or coiled pipe and used to S crush the barrier 114.1 one embodiment, the cable routing tool will be a combined cutting and spearing device.

Det vises nå til fig. 8b. For enkelhets skyld er kun én barriere 114 vist. I denne utfø-relse er fingerkoplingen 207 forskjellig i form og funksjon fra det som er blitt beskrevet ovenfor. I fig. 8b understøttes barrieren 114 av to forskjellige profiler. De under-støttende profiler utgjøres av en nedre støtteskulder 805 og en øvre støtteskutder 806.1 den viste utførelse er den nedre støtteskulder 805 en del av fingerkoplingen 207 og kan betjenes i en radial eller langsgående retning, som illustrert av piler 807 og 808.1 den samme utførelse danner den øvre støtteskulder 806 en del av, eller er fastgjort til, røret 106. Når den nedre støtteskulder 805 frigjøres, vil således trykkrefter utover pilen 210 forsøke å presse barrieren 114 nedover. Den øvre støtteskulder 806 vil motvirke dette men, videre angående en foretrukket utførelse, denne skulder er laget såpass tynn at de lokale kompresjonskrefter på barrieren 114, hvor denne er i kontakt med den øvre støtteskulder 806, vil få barrieren 114 til å deformere etler delvis desintegrere langs denne overflate. Deretter vil barrieren 114 bli presset gjennom den øvre støtteskulder 806.1 en foretrukket utførelse vil denne rekkefølge av begi-venheter få barrieren 114 til å åpne på en måte hvor de nedre og nå ikke-understøttede ytterkanter av barrieren 114 vil bli presset mot rørveggen, hvorpå barrieren 114 åpner i likhet med "en blomst som blomstrer". Intensjonen med trekkene som er beskrevet ovenfor og indikert på fig. 8b, er å tilrettelegge for en mest mulig styrt desintegrasjon av barrieren 114, samt å unngå en ulykkessituasjon hvor barrieren 114 mister understøttelse, men ikke desintegrerer, og hvor den lander på en lave-religgende skulder (ikke vist) i brønnen og på ny etablerer seg som en stabil struktur. Reference is now made to fig. 8b. For simplicity, only one barrier 114 is shown. In this embodiment, the finger coupling 207 is different in form and function from what has been described above. In fig. 8b, the barrier 114 is supported by two different profiles. The supporting profiles are formed by a lower support shoulder 805 and an upper support slider 806.1 the embodiment shown, the lower support shoulder 805 is part of the finger coupling 207 and can be operated in a radial or longitudinal direction, as illustrated by arrows 807 and 808.1 the same embodiment forms the upper support shoulder 806 is part of, or is attached to, the pipe 106. When the lower support shoulder 805 is released, pressure forces beyond the arrow 210 will thus try to push the barrier 114 downwards. The upper support shoulder 806 will counteract this but, further regarding a preferred embodiment, this shoulder is made so thin that the local compressive forces on the barrier 114, where it is in contact with the upper support shoulder 806, will cause the barrier 114 to deform or partially disintegrate along this surface. Next, the barrier 114 will be pushed through the upper support shoulder 806. In a preferred embodiment, this sequence of events will cause the barrier 114 to open in a manner where the lower and now unsupported outer edges of the barrier 114 will be pushed against the pipe wall, whereupon the barrier 114 opens like "a flower that blooms". The intention of the features described above and indicated in fig. 8b, is to arrange for the most possible controlled disintegration of the barrier 114, as well as to avoid an accident situation where the barrier 114 loses support, but does not disintegrate, and where it lands on a low-lying shoulder (not shown) in the well and re-establishes itself as a stable structure.

Fig. 8c illustrerer i større detalj prosessen med åpning av barrieren som en blomstren-de blomst. Her er den nedre støtteskulder 805, som er vist på fig. 8b, blitt fjernet, og barrieren 114 hviler nå kun på den øvre støtteskulder 806. Tapet av radial understøt-telse kombinert med kraften (indikert med pilen 210) som virker på barrieren, får barriereelementene 114a, 114b, 114c til å bli presset utover mot rørveggen, som illustrert med piler 809a og 809b. Den utoverrettede bevegelse kan være et resultat av fysisk forskyvning av barriereelementene 114a, 114b, 114c, 114k så vel som defor-masjon og fysisk destruksjon som følge av eksponering mot fluidkraften 210.1 den viste utførelse vil barriereelementene 114a, 114b, 114c bli presset utover i en slik grad at "kilesteins"-elementet 114k av barriereelementene kan passere gjennom senter av barrieren 114, som illustrert med en pil 810, hvoretter hele barrierestrukturen vil kollapse. Fig. 8c illustrates in greater detail the process of opening the barrier as a blooming flower. Here, the lower support shoulder 805, which is shown in fig. 8b, has been removed, and the barrier 114 now rests only on the upper support shoulder 806. The loss of radial support combined with the force (indicated by arrow 210) acting on the barrier causes the barrier members 114a, 114b, 114c to be pushed outward against the pipe wall, as illustrated by arrows 809a and 809b. The outward movement can be a result of physical displacement of the barrier elements 114a, 114b, 114c, 114k as well as deformation and physical destruction as a result of exposure to the fluid force 210. In the embodiment shown, the barrier elements 114a, 114b, 114c will be pushed outwards in a such that the "wedge" element 114k of the barrier elements can pass through the center of the barrier 114, as illustrated by an arrow 810, after which the entire barrier structure will collapse.

I én utførelse er både den øvre støtteskulder 806 og den nedre støtteskulder 805 opererbare. For eksempel kan begge skuldre 806, 805 være opererbare i en lengderetning av brønnen, som indikert med pilen 808. For denne utførelse er det foretrukket at den øvre støtteskulder 806 har en lengre tillatt bevegeisesavstand enn for den nedre støt-teskulder 806, slik at støtteskuldrene ikke etablerer seg på ny i en fullstendig under-støttende modus i forhold til barrieren 114. For denne utførelse, og ettersom den nedre støtteskulder 805 tillates å vandre en viss lengdeavstand før den lander på en dedikert stopprofil, vil en statkraft bli påført barrieren 114 i tillegg til de statiske fluid-trykkrefter. I én utførelse vil en slik støtkraft bidra til å deformere og/eller delvis desintegrere barrieren 114 i det område hvor denne er i kontakt med den nedre støtte-skulder 805. In one embodiment, both the upper support shoulder 806 and the lower support shoulder 805 are operable. For example, both shoulders 806, 805 can be operable in a longitudinal direction of the well, as indicated by arrow 808. For this embodiment, it is preferred that the upper support shoulder 806 has a longer permitted movement distance than for the lower support shoulder 806, so that the support shoulders does not re-establish itself in a fully supporting mode relative to the barrier 114. For this embodiment, and as the lower support shoulder 805 is allowed to travel a certain longitudinal distance before landing on a dedicated stop profile, a static force will be applied to the barrier 114 in in addition to the static fluid pressure forces. In one embodiment, such an impact force will help to deform and/or partially disintegrate the barrier 114 in the area where it is in contact with the lower support shoulder 805.

In den utførelse som er vist på fig. 9, introduseres en assosiert system komponent i form av et trykkompenseringssystem 901. For å lette illustreringen av trykkompenseringssystemet 901, er den høyre side av det gjennomkuttede rør vist i større målestokk i forhold til barrieren og rørdimensjonen. En hovedintensjon med et trykkompenseringssystem er å utjevne trykk i hulrommet 902 mellom barrierene 114, 601 (det andre parti av brønnhullet) i forhold til trykket på utsiden av barrierene 114, 601 (det første parti av brønnhullet). På dette vis trenger barrierene 114, 601 ikke å motstå like store krefter som det ville ha vært dersom det forelå atmosfærisk trykk på innsiden av hulrom 902. Dette kan innebære at barrierene 114, 601 bygges slankere. I noen tilfeller vil innlemmelsen av trykkompenseringssystemet 901 muliggjøre bruk av barrieren i tilfeller hvor det ikke ville være fysisk mulig å anvende et liknende barrieresystem med atmosfærisk trykk på innsiden av hulrommet 902. Det illustrerte trykkompenseringssystem 901 utjevner trykket i hulrommet 902 i forhold til rørtrykket ovenfor barrieren 114.1 en alternativ utførelse (ikke vist) utjevner trykkompenseringssystemet 901 trykket i forhold til rørtrykket nedenfor barrieren 601, eller fra ringrommet mellom røret og brønnens forlngsrør. Trykkompenseringssystemet 901 er i fluidkommunikasjon med innsiden av røret via en kanal 903, og i fluidkommunikasjon med hulrommet 902 via en kanal 904. Kanalen 903 er i fluidkontakt med et stempel 905 som er understøttet av en fjær 906. På dette vis, og når kompletteringen kjøres i hullet, vil det økte rørtrykk virke på stemplet 905 via kanalen 903, hvoretter stemplet 905 vil vandre nedover og trykksette fluidet i hulrommet 902 via kanalen 904. Ettersom fjæren 906 utøver en kraft på den nedre side av stemplet 905, vil imidlertid trykket på innsiden av hulrommet 902 alltid være lavere enn trykket på innsiden av røret, som virker på kanalen 903. In the embodiment shown in fig. 9, an associated system component is introduced in the form of a pressure compensation system 901. To facilitate the illustration of the pressure compensation system 901, the right side of the cut-through pipe is shown on a larger scale in relation to the barrier and pipe dimension. A main intention of a pressure compensation system is to equalize pressure in the cavity 902 between the barriers 114, 601 (the second part of the wellbore) in relation to the pressure on the outside of the barriers 114, 601 (the first part of the wellbore). In this way, the barriers 114, 601 do not have to withstand as large forces as it would have been if there was atmospheric pressure on the inside of cavity 902. This may mean that the barriers 114, 601 are built slimmer. In some cases, the incorporation of the pressure compensation system 901 will enable the use of the barrier in cases where it would not be physically possible to use a similar barrier system with atmospheric pressure inside the cavity 902. The illustrated pressure compensation system 901 equalizes the pressure in the cavity 902 in relation to the pipe pressure above the barrier 114.1 an alternative embodiment (not shown) the pressure compensation system 901 equalizes the pressure in relation to the pipe pressure below the barrier 601, or from the annulus between the pipe and the well's extension pipe. The pressure compensation system 901 is in fluid communication with the inside of the pipe via a channel 903, and in fluid communication with the cavity 902 via a channel 904. The channel 903 is in fluid contact with a piston 905 which is supported by a spring 906. In this way, and when the completion is run in the hole, the increased pipe pressure will act on the piston 905 via the channel 903, after which the piston 905 will travel downwards and pressurize the fluid in the cavity 902 via the channel 904. As the spring 906 exerts a force on the lower side of the piston 905, however, the pressure on the inside of the cavity 902 always be lower than the pressure on the inside of the tube, which acts on the channel 903.

I én utførelse av oppfinnelsen er hulrommet 902 fylt med et fluid under vakuum, som for eksempel kan innføres i kombinasjon med en liten gasslomme. Hensikten med gasslommen er å kompensere for temperaturforårsaket fluidekspansjon på innsiden av hulrommet 902 når systemet senkes ned i et varmt brønnktima. En slik temperaturekspansjon kan, dersom den ikke kompenseres for, få barrierene 114, 601 til å lekke og svikte. I en annen utførelse kompenseres nevnte temperaturekspansjon for ved å tillate en kompenserende vandring av stemplet 905. In one embodiment of the invention, the cavity 902 is filled with a fluid under vacuum, which can for example be introduced in combination with a small gas pocket. The purpose of the gas pocket is to compensate for temperature-induced fluid expansion on the inside of the cavity 902 when the system is lowered into a warm well temperature. Such temperature expansion can, if not compensated for, cause the barriers 114, 601 to leak and fail. In another embodiment, said temperature expansion is compensated for by allowing a compensatory travel of the piston 905.

I én utførelse av oppfinnelsen er systemet tilrettelagt for installasjon i brønnen ved å skyve stemplet 905 til en posisjon hvor fjæren 906 komprimeres mens hulrommet 902 fylles med nevnte fluid og/eller fluid/gassblanding. Etter å ha fylt hulrommet 902 og lukket fytteporten (ikke vist på tegningen), frigjøres stemplet 905 slik at fjæren 906 skyver dette oppover. På dette vis skapes det på innsiden av hulrommet 902 et trykk som er lavere enn det omkringliggende (atmosfæriske) trykk. Dette kan bidra til å holde barriereelementene 114,601 mer stabile under sammenstilling og intervensjon ned i brønnen, ettersom elastomermembranen vil være utsatt for suge krefter fra innsiden av barrieren. In one embodiment of the invention, the system is arranged for installation in the well by pushing the piston 905 to a position where the spring 906 is compressed while the cavity 902 is filled with said fluid and/or fluid/gas mixture. After filling the cavity 902 and closing the filling gate (not shown in the drawing), the piston 905 is released so that the spring 906 pushes it upwards. In this way, a pressure is created on the inside of the cavity 902 which is lower than the surrounding (atmospheric) pressure. This can help keep the barrier elements 114,601 more stable during assembly and intervention down the well, as the elastomer membrane will be exposed to suction forces from inside the barrier.

Det vises nå til fig. 10.1 mange tilfeller, og under brønnkompletteringens installa-sjonsrekkefølge, kan trykket på toppen av henholdsvis barrieren 114 og barrieren 601 variere i forhold til hverandre. For eksempel kan kom pletter i ngsutsty ret kjøres i bore-væske, og følgelig kan barrieren 114 så vel som barrieren 601 være utsatt fortrykk som tilsvarer borevæskens hydrostatiske kolonne når installert i dybden. I røret ovenfor barrieren 114 kan borevæsken fortrenges av såkalte kompletteringsflulder, vanligvis saltvann, før setting av produksjonspakningen og åpning av barrieren. Ettersom kom plette ri ngsfluidet vanligvis er mindre tett enn borevæsken, kan trykket på toppen av barrieren 114 nå bli betydelig lavere enn trykket nedenfor barrieren 601. Under andre forhold kan andre parametere endre dette forholdet. I alle tilfeller er det viktig at trykket på innsiden av hulrommet 902, som utgjør det andre parti av brønnhullet som nevnt i det første aspekt av oppfinnelsen, alltid er lavere enn trykket i det første parti av brønnhullet, dvs. trykket ovenfor barrieren 114 og nedenfor barrieren 601 som vist på figurene, i løpet av alle relevante faser av brønnkompietteirngsprosessen. Dersom trykket i hulrommet 902 overskrider et hvilket som helst av de trykk som foreligger I en hvilken som helst fase, kan dette medføre lekkasjer og, i verste tilfelle, en prematur desintegrasjon av barrierene 114, 601. For å hindre trykket i hulrommet 902 i å overskride et definert maksimumstrykk, er stemplet 905 forsynt med en stoppstav 1001. Etter en viss vandring av stemplet 905, vil stoppstaven 1001 støte mot bunnen av den utborede boring 1002 og hindre stemplet 905 fra å bevege seg videre. Følgelig vil trykket på innsiden av hulrommet 905 Ikke øke som en funksjon av å føre barrieren videre inn I brønnen. Dette er illustrert på fig. 11. Reference is now made to fig. 10.1 many cases, and during the installation sequence of the well completion, the pressure on the top of the barrier 114 and the barrier 601 can vary in relation to each other. For example, completes in the drilling equipment may be run in drilling fluid, and consequently the barrier 114 as well as the barrier 601 may be subjected to pre-pressures corresponding to the hydrostatic column of the drilling fluid when installed at depth. In the pipe above the barrier 114, the drilling fluid can be displaced by so-called completion fluids, usually salt water, before setting the production seal and opening the barrier. As the mixing fluid is usually less dense than the drilling fluid, the pressure on top of the barrier 114 can now be significantly lower than the pressure below the barrier 601. Under other conditions, other parameters can change this relationship. In all cases, it is important that the pressure on the inside of the cavity 902, which constitutes the second part of the wellbore as mentioned in the first aspect of the invention, is always lower than the pressure in the first part of the wellbore, i.e. the pressure above the barrier 114 and below the barrier 601 as shown in the figures, during all relevant phases of the well completion process. If the pressure in the cavity 902 exceeds any of the pressures present in any phase, this may cause leaks and, in the worst case, a premature disintegration of the barriers 114, 601. To prevent the pressure in the cavity 902 from exceed a defined maximum pressure, the piston 905 is provided with a stop rod 1001. After a certain travel of the piston 905, the stop rod 1001 will hit the bottom of the drilled hole 1002 and prevent the piston 905 from moving further. Consequently, the pressure inside the cavity 905 will not increase as a function of advancing the barrier further into the well. This is illustrated in fig. 11.

Fig. 12 illustrerer en annen måte for å unngå over-trykksetting av hulrom 902. Her er kanalen 903 i fluidkommunikasjon med toppen av stemplet 905 via en kanal 1202 i en plugg 1201. Pluggen 1201 er forsynt med elastomertetninger i begge ender. I ut-gangsstillingen er pluggen 1201 festet til rørveggen ved hjelp av skjærpinner 1203. Hulrommet 1204 som er utformet ved den høyre ende av pluggen 1201 og den assosierte boring i røret, og som er avtettet av tetningen ved den høyre ende av pluggen 1201, huser innledningsvis en gass ved nær atmosfærisk trykk. Ettersom barrieren senkes ned i brønnen og det omkringliggende trykk øker, vil skjærpinnene 1203 av-skjæres ved en bestemt dybde pga. krefter som genereres av forskjellen mellom trykket f hulrommet 1204 og det omkringliggende trykk. Dette er illustrert på fig. 13 og vil få pluggen 1201 tii å bevege seg til høyre. Når denne er fullstendig forskjøvet, vil tetningen på den veneste side av pluggen 1201 være i kontakt med veggen i kanalen 903 og danne en tetning. Følgelig vil det ikke oppstå ytterligere trykkøkninger på innsiden av hulrommet 902 som en funksjon av at barrieren senkes ned I brønnen. Fig. 12 illustrates another way to avoid over-pressurization of cavity 902. Here the channel 903 is in fluid communication with the top of the piston 905 via a channel 1202 in a plug 1201. The plug 1201 is provided with elastomer seals at both ends. In the initial position, the plug 1201 is fixed to the pipe wall by means of shear pins 1203. The cavity 1204 which is formed at the right end of the plug 1201 and the associated bore in the pipe, and which is sealed by the seal at the right end of the plug 1201, houses initially a gas at near atmospheric pressure. As the barrier is lowered into the well and the surrounding pressure increases, the cutting pins 1203 will be cut off at a certain depth due to forces generated by the difference between the pressure f the cavity 1204 and the surrounding pressure. This is illustrated in fig. 13 and will cause the plug 1201 tii to move to the right. When this is completely displaced, the seal on the innermost side of the plug 1201 will be in contact with the wall of the channel 903 and form a seal. Consequently, no further pressure increases will occur on the inside of the cavity 902 as a function of the barrier being lowered into the well.

Flg. 14 illustrerer en utførelse hvor stempel- og pluggmekanismen er avspeilet ovenfor og nedenfor barrierene 114 og 601 for å kompensere både fra topp og bunn av barrieren. Kapasiteten tii skjærpinnene 1203 i den øvre stempel- og pluggmekanisme, som vist på figur 13, kan være lik eller forskjellig fra kapasiteten til skjærpinnene for den avspeilede stempel- og pluggmekanisme som er anordnet nedenfor barrieren 601. Kapasiteten kan velges avhengig av spesifikasjonene i et gitt tilfelle. Follow 14 illustrates an embodiment where the piston and plug mechanism is mirrored above and below the barriers 114 and 601 to compensate both from the top and bottom of the barrier. The capacity of the shear pins 1203 of the upper piston and plug mechanism, as shown in Figure 13, may be equal to or different from the capacity of the shear pins of the mirrored piston and plug mechanism arranged below the barrier 601. The capacity may be selected depending on the specifications of a given case.

Fig. 15 illustrerer én fremgangsmåte for å avgrense barriereelementene i barrieren 114, hvorav noen av disse er indikert med henvisningstallene 114a, 114b, 114c, 114k. I utførelsen som er vist på fig. 15, lages kutt i barrieren 114 sin konkave linseform og fra et tenkt punkt 1501 som befinner seg et eller annet sted på senterlinjeaksen 115, og som peker rett ut fra senteret til barrieren 114, dvs. senteraksen 115 i brønnhullet eller det rørformede element (ikke vist) hvor barrieren 114 er montert. Fig. 15 illustrates one method for delimiting the barrier elements in the barrier 114, some of which are indicated by reference numbers 114a, 114b, 114c, 114k. In the embodiment shown in fig. 15, a cut is made in the concave lens shape of the barrier 114 and from an imaginary point 1501 which is located somewhere on the centerline axis 115, and which points straight out from the center of the barrier 114, i.e. the center axis 115 of the wellbore or the tubular element (not shown) where the barrier 114 is mounted.

I utførelsen som er vist, er den linseformede barriere 114 forsynt med kutt som løper ut fra punktet 1501, hvor kuttene er symmetriske i forhold til senterlinjeaksen 115 i brønnhullet/røret. I én utførelse, lages to sett med kutt, slik som de illustrerte kutt, vinkelrett (eller i en hvilken som helst ønsket vinkel) på hverandre i forhold til xy-planet. Som et resultat av dette, vil de mindre elementer 114a, 114b anta en kilefor-met utforming med en kubisk sokkel langs ytterkantene av barrieren 114, mens de vil ha en konkav kubisk/rektangulær utforming i senter av linsen. In the embodiment shown, the lenticular barrier 114 is provided with cuts that run out from point 1501, where the cuts are symmetrical in relation to the centerline axis 115 in the wellbore/pipe. In one embodiment, two sets of cuts, such as the illustrated cuts, are made perpendicular (or at any desired angle) to each other relative to the xy plane. As a result, the smaller elements 114a, 114b will assume a wedge-shaped configuration with a cubical base along the outer edges of the barrier 114, while they will have a concave cubical/rectangular configuration in the center of the lens.

I en foretrukket utførelse er de mindre elementer 114a, 114b, 114c, 114k tåget ved å tilveiebringe sirkulære kutt som er konsentriske med omkretsen av barrieren 114, hvor kuttene er laget langs linjer som likner linjene som utløper fra punktet 1501. Deretter lages radiale kutt fra ytterkantene av barrieren 114 og mot senteret. I én utførelse kuttes hele barrieren av nevnte radiale kutt, helt fra ytterkantene og til senter. I en annen utførelse kuttes ikke senterbarriereelementet 114k, dvs., "kilestelnen". Følgelig vil barriereelementene 114a, 114b, 114c bli tildannet fra konsentrisk og radialt kuttede skjæringspunkter, med unntak av kilesteinsbarriereelementet 114k som vil ha en hovedsakelig avkortet kjegleform der hvor overflatearealet som vender mot det første parti av brønnhullet, er større enn overflatearealet som vender mot det andre parti av brønnhullet. Dette er vist tydelig på figur 16a-16c, som vi! bli omtalt heretter. In a preferred embodiment, the smaller elements 114a, 114b, 114c, 114k are fogged by providing circular cuts concentric with the circumference of the barrier 114, the cuts being made along lines similar to the lines emanating from point 1501. Thereafter, radial cuts are made from the outer edges of the barrier 114 and towards the centre. In one embodiment, the entire barrier is cut by said radial cut, right from the outer edges to the center. In another embodiment, the center barrier element 114k, i.e., the "wedge," is not cut. Accordingly, the barrier elements 114a, 114b, 114c will be formed from concentrically and radially cut intersections, with the exception of the wedge stone barrier element 114k which will have a substantially truncated cone shape where the surface area facing the first part of the wellbore is greater than the surface area facing the second part of the wellbore. This is shown clearly in figure 16a-16c, as we! be discussed hereafter.

I den viste utførelse vil barriereelementene 114a, 114b, 114c, 114k likne byggeblok-ker i en igloo; imidlertid vil blokken langs "linsens" omkrets være understøttet av en vinklet sokkel i stedet for en horisontal sokkel. In the embodiment shown, the barrier elements 114a, 114b, 114c, 114k will resemble building blocks in an igloo; however, the block along the perimeter of the "lens" will be supported by an angled plinth rather than a horizontal plinth.

I én utførelse vil barrieren 114 bestå av barriereetementer 114a, 114b, 114c, 114k som er avgrenset av kutt som løper helt fra toppen/den ytre ende til bunnen/den indre ende av barrieren. I en annen utførelse danner lagdelte underelementer (ikke vist) den fullstendig sammenstilte barriere 114, idet underelementene består av mindre barriereelementer 114a, 114b, 114c, muligens med tynnveggede kuppelelementer (som likner kuppelelementene 114$ vist på for eksempel fig. 2) mellom og/eller på ytterkantene av de lagdelte barriereelementer. In one embodiment, the barrier 114 will consist of barrier elements 114a, 114b, 114c, 114k which are delimited by cuts that run all the way from the top/outer end to the bottom/inner end of the barrier. In another embodiment, layered sub-elements (not shown) form the fully assembled barrier 114, the sub-elements consisting of smaller barrier elements 114a, 114b, 114c, possibly with thin-walled dome elements (similar to the dome elements 114$ shown in, for example, Fig. 2) between and/ or on the outer edges of the layered barrier elements.

I en foretrukket utførelse utgjøres de mindre elementer 114a, 114b av støpte elementer laget av fiberarmert betong etler andre robuste materialer som er egnet for stø-ping, og sam er i stand til å motstå de påkrevde krefter. I en annen utførelse maski-neres etler fremstilles de mindre elementer 114a, 114b, 114c, 114k på alternative, kjente måter. Fortrinnsvis er barriereelementene laget av et materiale som har en høyere tetthet enn tettheten til fluidet i brønnhullet. Dette er for å sikre at de desintegrerte barriereelementer synker ned i brønnen og ikke utgjør noen risiko for svikt i for eksempel noen ventiler som er plassert nedstrøms av tetningsarrangementet 108 som er anordnet i en produserende brønn. Dersom det er ønskelig å hindre de desintegrerte barriereelementer I å synke ned i brønnen, kan imidlertid barriereelementene også være laget av et materiale som har en lavere tetthet enn tettheten til fluidet I brønnhullet. In a preferred embodiment, the smaller elements 114a, 114b are made of cast elements made of fiber-reinforced concrete or other robust materials which are suitable for casting, and are capable of withstanding the required forces. In another embodiment, the smaller elements 114a, 114b, 114c, 114k are machined or manufactured in alternative, known ways. Preferably, the barrier elements are made of a material that has a higher density than the density of the fluid in the wellbore. This is to ensure that the disintegrated barrier elements sink into the well and do not pose any risk of failure in, for example, any valves that are located downstream of the sealing arrangement 108 that is arranged in a producing well. If it is desirable to prevent the disintegrated barrier elements I from sinking into the well, however, the barrier elements can also be made of a material that has a lower density than the density of the fluid in the wellbore.

Fig. 16 a-c illustrerer ytterligere detaljer ved en konstruksjon av den kraftbærende del av barrieren 114 ifølge én utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 16a viser en isometrlsk splittegning, fig. 16b viser et isometrisk riss av en sammenstilt barriere 114 ifølge fig. 16a, og fig. 16c viser et planriss av den sammenstilte barriere 114. Videre Fig. 16 a-c illustrate further details of a construction of the force-bearing part of the barrier 114 according to one embodiment of the present invention. Fig. 16a shows an isometric split drawing, fig. 16b shows an isometric view of an assembled barrier 114 according to fig. 16a, and fig. 16c shows a plan view of the assembled barrier 114. Furthermore

angående denne utførelse, barrieren 114 består av ringer 1601-1604 som er kuttet på konsentrisk vis, og med en vinkel på ytterkantene som er i samsvar med logikken for-klart i forhold til fig. 15. Ringene 1601-1604 er kuttet radialt i barriereelementene regarding this embodiment, the barrier 114 consists of rings 1601-1604 which are cut concentrically, and with an angle on the outer edges which is in accordance with the logic explained in relation to fig. 15. The rings 1601-1604 are cut radially in the barrier elements

114a, 114b, 114c, 114k. I den viste utførelse er barriereelementene i én ring montert med en vinkelforskyvning i forhold til barriereelementene i den/de tilstøtende ring(er). På dette vis, og for den viste utførelse, møter skjøten mellom to barriereelementer i ringen 1601 senteret i et barriereelement i ringen 1602, etc. På dette vis blir barrieren 114 fysisk mer stabil. 114a, 114b, 114c, 114k. In the embodiment shown, the barrier elements in one ring are mounted with an angular offset in relation to the barrier elements in the adjacent ring(s). In this way, and for the embodiment shown, the joint between two barrier elements in the ring 1601 meets the center of a barrier element in the ring 1602, etc. In this way, the barrier 114 becomes physically more stable.

Claims

1. Well barrier (114) for sealing a first part of a wellbore from a second part of the wellbore, where the first part has a higher fluid pressure than the second part, where the wellbore barrier (114) is held in place in the wellbore by a holding means ( 207; 602; 805, 806) which prevents movement of the well barrier (114) in a direction that goes from the first part and to the second part, characterized in that the well barrier (114) comprises: - several barrier elements (114a, 114b, 114k) initially held together by a connecting means to form the barrier (114), wherein at least one of the barrier elements (114a, 114b, 114k) has a surface area facing the first portion of the wellbore that is greater than the surface area facing the second portion of the well hole; - a sealing means to prevent fluid flow from the first part to the second part; - a destabilization mechanism (113, 901) arranged to release the connecting means from at least one of the barrier elements (114a, 114b, 114k) upon activation of the mechanism (113, 901), so that support between adjacent barrier elements (114a, 114b, 114k) is removed , whereby the well barrier (114) is disintegrated.

2. Well barrier (114) according to claim 1, where the several barrier elements (114a, 114b, 114k) are formed in one piece provided with a notch in at least part of the surface of the well barrier (114), and where the connecting means comprises the non-notched part of the well barrier (114).

3. Well barrier (114) according to claim 1, where the barrier elements (114a, 114b, 114k) are provided by means of separate, pre-formed barrier elements (114a, 114b, 114k) which are connected to each other by means of the connecting means, and where the connecting means is selected from one of, or a combination of: an adhesive; a thread; and the sealant, to form the well barrier (114).

4. Well barrier (114) according to claim 1, 2 or 3, where the well barrier (114) is also provided with a support element (114c) to support the barrier elements (114a, 114b, 114k), and where the support element (114c) faces the other part of the wellbore.

5. Well barrier (114) according to any one of the preceding claims, where the sealing means is constituted by a sealing element (212) which faces the first part of the well hole.

6. Well barrier (114) according to claim 5, where the sealing element (212) is selected from the group comprising an elastomer membrane, a coating and an adhesive.

7. Well barrier (114) according to claims 1 and 2, where the sealing means is constituted by the non-notched part of the well barrier (114).

8. Well barrier (114) according to any one of the preceding claims, where the well barrier (114) is provided with a pressure arc against the first part of the well hole

9. Well barrier (114) according to any one of the preceding claims, where the well barrier (114) is provided with a further well barrier (601), and where the further well barrier (601) is reflected, in relation to the well barrier (114), around a plane that is perpendicular to a longitudinal axis of the wellbore.

10. Well barrier (114) according to claim 9, where the second part of the well hole is delimited between the well barrier (114) and the further well barrier (601).

11. Well barrier (114) according to any one of the preceding claims, where the destabilization mechanism (113) comprises a releasable holding means (207) arranged so that the well barrier (114), upon release of the holding means, is moved by the fluid in the first part, the movement causes the well barrier (114) to disintegrate.

12. Well barrier (114) according to claim 1 when dependent on claim 10, where the destabilization mechanism consists of an arrangement to increase the pressure in the fluid in the second part to a level that is higher than the fluid pressure in the first part of the well-hole facing the further well barrier (601).

13. Well barrier (114) according to claim 1, where at least one of the several barrier elements (114a, 114b, 114k) has the shape of a wedge stone (114k) which supports adjacent barrier elements (114a, 114b), and where the wedge stone element (114k) has a surface area that faces the first part of the wellbore, and which is greater than the surface area facing the second part of the wellbore.

14. Well barrier (114) according to claim 13, where the at least one wedge stone element (114k) is provided by means of several elements.

15. Well barrier (114) according to claim 1, where the barrier (114) which faces the first part of the wellbore has a concave lens shape, and where a majority of the barrier elements (114a, 114b, 114k) are wedge-shaped with a surface area facing the first part of the wellbore, and which is larger than the surface area facing the second part of the wellbore.

16. Method for controlling a disintegration of a well barrier (114) according to claim 1, characterized in that the method comprises: - pre-shaping the barrier (114) to disintegrate into several barrier elements (114a, 114b, 114k) of the desired size and shape; and - to activate a destabilization mechanism (113, 901) which will provide a force sufficient to break a connecting means which initially holds the multiple barrier elements (114a, 114b, 114k) together, causing the barrier (114) to disintegrate into said multiple barrier elements (114a, 114b, 114k) of the desired size and shape.