NO20120995A1

NO20120995A1 - Method and system for carrying out an electrically operated function with a set tool in a subsea wellhead

Info

Publication number: NO20120995A1
Application number: NO20120995A
Authority: NO
Inventors: Ryan Robert Herbel
Original assignee: Vetco Gray Inc
Priority date: 2011-09-22
Filing date: 2012-09-05
Publication date: 2013-03-25
Also published as: CN103015928A; GB2495001A; SG10201502070QA; US20130075103A1; GB2495001B; BR102012022422A2; AU2012216766A1; SG188747A1; MY163726A; GB201216910D0

Abstract

Et undersjøisk setteverktøy (17, 35, 53) mottar et elektrisk potensial fra en styringsenhet (25, 43, 61). anordnet på en plattform (21, 39, 57), gjennom en rørstreng (19, 37, 55, 67) som haren elektrisk ledende tråd (79) utformet i rørveggen til rørstrengen (19, 37, 55, 67). Setteverktøyet (17, 35, 53) utfører minst én elektrisk drevet funksjon for å sette fast en undersjøisk brønnhodekomponent (18, 32, 54). Setteverktøyet (17, 35, 53) blir da ført frem på rørstrengen (19, 37, 55, 67) fra en overflateplattform (21, 39, 57) til en posisjon inne i et brønnhode (13, 31, 49). Et elektrisk potensial blir så påtrykket den elektrisk ledende tråd (79) ved hjelp av en styringsenhet (25, 43, 61) på plattformen (21, 39, 57) for å bevirke den elektrisk drevne funksjon i setteverktøyet (17, 35, 53) til å. sette fast den undersjøiske brønnhodekomponent (18, 32, 53).A subsea setting tool (17, 35, 53) receives an electrical potential from a control unit (25, 43, 61). arranged on a platform (21, 39, 57), through a pipe string (19, 37, 55, 67) as the hare electrically conductive wire (79) formed in the pipe wall of the pipe string (19, 37, 55, 67). The setting tool (17, 35, 53) performs at least one electrically driven function to secure a subsea wellhead component (18, 32, 54). The setting tool (17, 35, 53) is then advanced on the pipe string (19, 37, 55, 67) from a surface platform (21, 39, 57) to a position inside a wellhead (13, 31, 49). An electrical potential is then applied to the electrically conductive wire (79) by means of a control unit (25, 43, 61) on the platform (21, 39, 57) to effect the electrically driven function of the setting tool (17, 35, 53). to attach the subsea wellhead component (18, 32, 53).

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

1. Teknisk område 1. Technical area

[0001]Foreliggende oppfinnelse gjelder generelt kommunikasjon med brønnhulls-anordninger og mer spesielt en fremgangsmåte og et system for utførelse av en elektrisk drevet funksjon med et setteverktøy i et undersjøisk brønnhode. [0001] The present invention generally relates to communication with wellbore devices and more particularly to a method and a system for performing an electrically driven function with a setting tool in a subsea wellhead.

2. Kort beskrivelse av beslektet teknikk 2. Brief description of related technology

[0002] I både undersjøiske og landbaserte olje- og gassletingsoperasjoner borer og produserer operatører brønner ved stadig større og større dyp. Den totale vekten av materialene som anbringes i brønnen blir følgelig økt. Foringsrørlaster som plasseres i brønnen, er også stadig økende. På grunn av disse lastene bruker mange operatører nå spesielle plasseringsstrenger for å kjøre inn og forankre foringsrørhengeren i brønnhodet. Dette blir gjort for å sikre at plasserings- eller forankringsstrengen kan bære vekten av foringsrørstrengen i brønnhodet mens foringsrørhengeren blir plassert og satt fast. Disse plasseringsstrengene kan være spesialstrenger utformet spesielt for å bære en slik vekt og ha økt rørveggtykkelse for å tilveiebringe økt strekkstyrke og økt motstand mot kileknusing. [0002] In both subsea and land-based oil and gas exploration operations, operators drill and produce wells at ever greater and greater depths. The total weight of the materials placed in the well is consequently increased. Casing loads placed in the well are also constantly increasing. Because of these loads, many operators now use special location strings to drive in and anchor the casing hanger into the wellhead. This is done to ensure that the placement or anchor string can support the weight of the casing string in the wellhead while the casing hanger is positioned and secured. These placement strings may be special strings designed specifically to carry such weight and have increased pipe wall thickness to provide increased tensile strength and increased resistance to wedge crushing.

[0003]Operatører har lenge ønsket å vite hva handlinger medfører inne i brønnen. Som et resultat av dette ønske er mange verktøy og anordninger blitt utviklet for å overføre informasjon fra undersjøiske posisjoner til operatøren på overflaten. Ved måling under boreoperasjoner (MWD - Measurement While Drilling) kan f.eks. slampulsteknologier brukes til å overføre data sonisk gjennom borestrengen til en operatør på overflaten. Ytterligere andre MWD-operasjoner kan overføre data fra undersjøiske sendere ved hjelp av elektromagnetiske pulser gjennom borestrengen. På denne måte kan operatører motta informasjon om hva som siver ut inne i brønnhullet under boreoperasjoner. Disse overføringsmetodene tilveiebringer imidlertid bare et middel til å overføre grunnleggende informasjon om brønnhullsaktiviteter tilbake til overflaten. Disse overføringsteknologiene muliggjør ingen løpende overføring i sanntid av data og heller ikke muliggjør de kommunikasjon med eller styring av verktøyet fra overflaten. [0003] Operators have long wanted to know what actions entail inside the well. As a result of this desire, many tools and devices have been developed to transmit information from underwater positions to the operator on the surface. When measuring during drilling operations (MWD - Measurement While Drilling), e.g. mud pulse technologies are used to transmit data sonically through the drill string to an operator at the surface. Still other MWD operations can transmit data from subsea transmitters using electromagnetic pulses through the drill string. In this way, operators can receive information about what seeps out inside the wellbore during drilling operations. However, these transmission methods only provide a means of transmitting basic information about downhole activities back to the surface. These transmission technologies do not enable continuous real-time transmission of data, nor do they enable communication with or control of the tool from the surface.

[0004]Operatører kan også ønske å vite hva som foregår i brønnhodet mens foringsrørestrengen blir kjørt inn, plassert, låst og sementert inne i brønnhullet. Dette gjelder spesielt for undersjøiske omgivelser hvor brønnhodet og landingsstedene for foringsrør kan være flere tusen fot under havoverflaten. For å bestemme om foringsrørhengeren har landet og er forankret, vil utførelseseksem-pler ifølge kjent teknikk som et eksempel kjøre rørhengeren til den forventede posisjonen inne i brønnhodet. De tidligere kjente utførelsesformene utfører så de nødvendige prosedyrene for å låse rørhengeren til brønnhodet. Det utføres så en overtrekking, dvs. at det trekkes oppover i kjørestrengen som bærer setteverktøyet og rørhengeren i brønnhodet, for å bekrefte at rørhengeren har landet og er forankret inne i brønnhodet. Dette er imidlertid en unøyaktig måling og kan gi en falsk indikasjon på korrekt plassering og låsing. Dette er mulig når rørhengerhaker ikke har gått i skikkelig inngrep med brønnhodet og likevel får hakene til innledningsvis å indikere riktig låsing ved overtrekking, men slik at hakene så beveger seg fra den riktige inngrepsposisjonen etter utførelse av testen. [0004]Operators may also want to know what is going on in the wellhead while the casing string is driven in, placed, locked and cemented inside the wellbore. This is especially true for subsea environments where the wellhead and casing landing sites can be several thousand feet below the sea surface. In order to determine whether the casing hanger has landed and is anchored, embodiments according to known techniques will, for example, drive the casing hanger to the expected position inside the wellhead. The previously known embodiments then perform the necessary procedures to lock the pipe hanger to the wellhead. A pull-over is then carried out, i.e. the driving string that carries the setting tool and pipe hanger in the wellhead is pulled upwards, to confirm that the pipe hanger has landed and is anchored inside the wellhead. However, this is an inaccurate measurement and may give a false indication of correct placement and locking. This is possible when the pipe hanger hooks have not engaged properly with the wellhead and still cause the hooks to initially indicate correct locking when pulling over, but so that the hooks then move from the correct engagement position after carrying out the test.

[0005]En annen tidligere kjent fremgangsmåte for å bekrefte brønnhullsopera-sjoner, dvs. plassering og forankring av produksjonsrørhengere, innebærer overvåkning av brønnfluider som vender tilbake fra brønnen til overflateriggen. Produksjonsrørhengeren vil ha en aktiveringsmuffe som med produksjonsrør-hengerhaker går i inngrep med en profil i brønnhodet. Aktiveringsmuffen blir aktivert hydraulisk og når fluid returnerer gjennom kjørestrengen etter utførelse av plasserings- og forankringsoperasjonene, blir det bekreftet at produksjonsrør-hengeren er skikkelig låst i brønnhodet. Returen av fluidet gjennom produksjons-rørstrengen betyr imidlertid bare at handlingene er blitt utført, ikke at de virker riktig eller at produksjonsrørhengeren er skikkelig låst i brønnhodet. [0005] Another previously known method for confirming wellbore operations, i.e. the placement and anchoring of production pipe hangers, involves monitoring well fluids that return from the well to the surface rig. The production pipe hanger will have an activation sleeve which, with production pipe hanger hooks, engages with a profile in the wellhead. The activation sleeve is activated hydraulically and when fluid returns through the string after the placement and anchoring operations have been completed, it is confirmed that the production pipe hanger is properly locked in the wellhead. However, the return of the fluid through the production pipe string only means that the actions have been carried out, not that they are working correctly or that the production pipe hanger is properly locked in the wellhead.

[0006]Disse tidligere kjente utførelsesformene svikter dessverre når det gjelder å gi direkte bekreftelse på brønnhullsoperasjoner, slik som plassering og forankring. Ofte må det trekkes i verktøyet for å verifisere at brønnhullsoperasjonen har funnet sted. Det kan ofte ta en hel dag å kjøre verktøyet til riktig posisjon, utføre en operasjon og så trekke i verktøyet for å verifisere plassering og forankring. Hvis verktøyet ikke virket på riktig måte, ville operatøren bare etter trekking i strengen få kjennskap til og bli i stand til å foreta korrigerende handlinger. Et system som kan gi direkte kommunikasjon av undersjøiske brønnhullsoperasjoner, slik som plassering og forankring av foringsrørhengere, er derfor ønskelig. [0006] These previously known embodiments unfortunately fail when it comes to providing direct confirmation of wellbore operations, such as placement and anchoring. Often the tool must be pulled to verify that the wellbore operation has taken place. It can often take a full day to drive the tool to the correct position, perform an operation and then pull the tool to verify placement and anchorage. If the tool was not working properly, only after pulling the string would the operator become aware and be able to take corrective action. A system that can provide direct communication of subsea wellbore operations, such as the placement and anchoring of casing hangers, is therefore desirable.

[0007]Mange innkjørings- og setteverktøy for foringsrørhengere benytter dreiemoment påført plasseringsstrengen ved overflaten til å utføre funksjoner ved brønnhodet. På grunn av mange plasseringsstrengers lengde kan påført dreiemoment ved brønnhodet være betydelig mindre enn det som påføres ved overflaten. Innkjørings- og setteverktøy for foringsrørhengere som benytter dreiemoment påført ved overflaten, behøver følgelig ikke å utføre de ønskede funksjonene. Hydraulisk drevne innkjørings- og setteverktøy for foringsrørhengere ble derfor utviklet. Disse verktøyene mottar drivkraft gjennom hydrauliske ledninger som løper fra driftsplattformen på overflaten til det undersjøiske verktøyet som befinner seg tusenvis av fot under havet. De hydrauliske ledningene blir generelt ført fra ruller og strekker seg ned til brønnen langs plasseringsstrengen. Dette bidrar i betydelig grad til kompleksiteten av innkjørings-, plasserings- og setteoperasjonene for foringsrørhengere ettersom ytterligere ledninger må føres gjennom plattformåpninger sammen med plasseringsstrengen uten binding til setteutstyret på plasseringsstrengen, eller som potensielt kan komme i klem med innkjøringsutstyret i plasseringsstrengen og hindre drift av setteverktøyet når det ankommer den undersjøiske posisjonen. Hydraulisk trykk blir i tillegg tilført ved å tilføre trykk til den hydrauliske ledningen ved overflaten, og det kan være en forsinkelsestid på flere minutter før dette trykket merkes ved setteverktøyet. Dette er en uakseptabel forsinkelse. Et system som kan drive et setteverktøy uten bruk av hydrauliske ledninger er derfor også ønskelig. I tillegg er det ønskelig med et system som både kan drive setteverktøyet og motta bekreftelse på landing og låsing. [0007] Many run-in and set tools for casing hangers use torque applied to the placement string at the surface to perform functions at the wellhead. Due to the length of many placement strings, applied torque at the wellhead can be significantly less than that applied at the surface. Run-in and setting tools for casing hangers that use torque applied at the surface, therefore, do not need to perform the desired functions. Hydraulically driven run-in and setting tools for casing trailers were therefore developed. These tools receive power through hydraulic lines that run from the operating platform on the surface to the subsea tool located thousands of feet below the sea. The hydraulic lines are generally routed from rollers and extend down to the well along the emplacement string. This adds significantly to the complexity of the run-in, placement and setting operations for casing trailers as additional cables must be routed through platform openings along with the placement string without tying to the placement equipment on the placement string, or potentially entangling the run-in equipment in the placement string and preventing operation of the placement tool when it arrives at the underwater position. Hydraulic pressure is additionally supplied by applying pressure to the hydraulic line at the surface, and there can be a delay of several minutes before this pressure is felt by the setting tool. This is an unacceptable delay. A system that can drive a setting tool without the use of hydraulic lines is therefore also desirable. In addition, it is desirable to have a system that can both operate the setting tool and receive confirmation of landing and locking.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

[0008]Disse og andre problemer blir stort sett løst eller omgått, og tekniske fordeler blir generelt oppnådd, ved hjelp av foretrukne utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse som tilveiebringer en fremgangsmåte og et system for å utføre en elektrisk drevet funksjon med et setteverktøy i et undersjøisk brønnhode. [0008] These and other problems are largely solved or circumvented, and technical advantages are generally achieved, by means of preferred embodiments of the present invention which provide a method and system for performing an electrically powered function with a setting tool in a subsea wellhead .

[0009]I samsvar med en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, blir det her beskrevet en fremgangsmåte ved utførelse av en fjernoperasjon i et undersjøisk brønnhode. Fremgangsmåten frembringer et setteverktøy som har minst én elektrisk drevet funksjon og kobler en undersjøisk brønnhodekomponent til setteverktøyet. Fremgangsmåten kobler så setteverktøyet til en rørstreng som har minst én elektrisk ledende tråd montert inne i en rørvegg i rørstrengen, forover- føring av elektrisk kraft til setteverktøyet. Deretter blir setteverktøyet og den undersjøiske brønnhodekomponenten kjørt på rørstrengen fra en overflateplattform til en posisjon inne i det undersjøiske brønnhodet. Fremgangsmåten utfører så den elektrisk drevne funksjonen med setteverktøyet ved å bruke overføring av elektrisk kraft gjennom rørstrengen ved hjelp av minst én elektrisk ledende tråd. [0009]In accordance with an embodiment of the present invention, a method for performing a remote operation in a subsea wellhead is described here. The method provides a setting tool having at least one electrically powered function and connects a subsea wellhead component to the setting tool. The method then connects the setting tool to a pipe string which has at least one electrically conductive wire mounted inside a pipe wall in the pipe string, forward transmission of electrical power to the setting tool. Next, the setting tool and the subsea wellhead component are run on the pipe string from a surface platform to a position inside the subsea wellhead. The method then performs the electrically powered function with the setting tool using transmission of electrical power through the pipe string by means of at least one electrically conductive wire.

[0010]I samsvar med en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, blir det beskrevet et undersjøisk verktøysystem for å utføre en fjernoperasjon i et undersjøisk brønnhode. Systemet omfatter et setteverktøy med minst én elektrisk drevet funksjon for å sette fast en undersjøisk brønnhodekomponent koblet til setteverktøyet. En rørstreng er koblet til setteverktøyet. Rørstrengen har minst én elektrisk ledende overføringsledning dannet i en rørvegg i rørstrengen. Systemet omfatter også en styringsenhet plassert på en overflateplattform. Styringsenheten er kommunikasjonsmessig koblet til overføringsledningen for å styre det elektriske potensialet som påtrykkes overføringsledningen. Overføringsledningen er kommunikasjonsmessig koblet til setteverktøyet for å overføre elektrisk potensial mellom setteverktøyet og styringsenheten for å drive den elektrisk drevne funksjonen i setteverktøyet og sette fast den undersjøiske brønnhodekompo-nenten. [0010] In accordance with another embodiment of the present invention, a subsea tool system is described for performing a remote operation in a subsea wellhead. The system includes a setting tool with at least one electrically powered function for securing a subsea wellhead component connected to the setting tool. A pipe string is connected to the setting tool. The pipe string has at least one electrically conductive transmission line formed in a pipe wall in the pipe string. The system also includes a control unit placed on a surface platform. The control unit is communicatively connected to the transmission line in order to control the electrical potential applied to the transmission line. The transmission line is communicatively connected to the setting tool to transfer electrical potential between the setting tool and the control unit to drive the electrically driven function in the setting tool and secure the subsea wellhead component.

[0011]I samsvar med nok en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse blir det beskrevet et undersjøisk verktøysystem for å utføre en fjernoperasjon i et undersjøisk brønnhode. Systemet omfatter et setteverktøy som har minst én elektrisk drevet funksjon for å sette fast en undersjøisk brønnhodekomponent koblet til setteverktøyet. En rørstreng er koblet til setteverktøyet. Rørstrengen har minst én overføringsledning dannet i en rørvegg i rørstrengen. Systemet omfatter også en styringsenhet plassert på en overflateplattform, hvor styringsenheten er kommunikasjonsmessig koblet til overføringsledningen for å styre et elektrisk potensial påtrykt overføringsledningen. Overføringsledningen er kommunikasjonsmessig koblet til setteverktøyet for å overføre det elektriske potensialet mellom setteverktøyet og styringsenheten, og setteverktøyet har minst én elektrisk servomotor innrettet for å drive en verktøyfunksjon. Overføringsledningen er videre kommunikasjonsmessig koblet til den elektriske servomotoren, og styringsenheten styrer flyten av det elektriske potensialet til den elektriske servomotoren gjennom overføringsledningen for å drive den elektriske servomotoren og sette fast den undersjøiske brønnhodekomponenten. [0011] In accordance with yet another embodiment of the present invention, a subsea tool system is described for performing a remote operation in a subsea wellhead. The system includes a setting tool having at least one electrically powered function for securing a subsea wellhead component connected to the setting tool. A pipe string is connected to the setting tool. The pipe string has at least one transmission line formed in a pipe wall in the pipe string. The system also includes a control unit located on a surface platform, where the control unit is communicatively connected to the transmission line to control an electrical potential applied to the transmission line. The transmission line is communicatively connected to the setting tool to transfer the electrical potential between the setting tool and the control unit, and the setting tool has at least one electric servomotor arranged to drive a tool function. The transmission line is further communicatively connected to the electric servo motor, and the control unit controls the flow of the electrical potential of the electric servo motor through the transmission line to drive the electric servo motor and secure the subsea wellhead component.

[0012]En fordel ved en foretrukket utførelsesform er at den tilveiebringer en fremgangsmåte for å etablere en kommunikasjonslinje med en plasseringsstreng for borerør. De beskrevne utførelsesformene utfører dette på en måte som hurtig og enkelt oppretter en elektrisk drevet kommunikasjonsforbindelse uten bruk av eksterne navlestrenger eller kabler. De beskrevne utførelsesformene tilveiebringer også en eller flere elektriske kretser som strekker seg mellom verktøyet og overflaten gjennom plasseringsstrengen uten å kreve bruk av spesialverktøy eller -utstyr for å kjøre plasseringsstrengen. Ved å gjøre dette frembringer de beskrevne utførelsesformene en mekanisme for bruk av elektriske sensorer til å overføre brønnhullsdata til overflaten i sann tid mens det utføres undersjøiske brønnhodeoperasjoner. De beskrevne utførelsesformene sørger også for bruk av et elektrisk drevet setteverktøy til mer nøyaktig styring og økt sannsynlighet for korrekt og tidsriktig ytelse fra setteverktøyet. Videre kan de beskrevne utførelses-formene sørge for både bruk av elektriske sensorer og elektrisk drift av sette-verktøyet. [0012] An advantage of a preferred embodiment is that it provides a method for establishing a line of communication with a placement string for drill pipe. The described embodiments accomplish this in a manner that quickly and easily establishes an electrically powered communication link without the use of external umbilical cords or cables. The described embodiments also provide one or more electrical circuits extending between the tool and the surface through the placement string without requiring the use of special tools or equipment to drive the placement string. In doing so, the disclosed embodiments provide a mechanism for using electrical sensors to transmit wellbore data to the surface in real time while conducting subsea wellhead operations. The described embodiments also provide for the use of an electrically powered setting tool for more accurate control and an increased probability of correct and timely performance from the setting tool. Furthermore, the described embodiments can provide for both the use of electrical sensors and electrical operation of the setting tool.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0013]For at den måte trekkene, fordelene og formålene ved oppfinnelsen, såvel som andre ting som vil fremgå, skal oppnås og kunne forstås mer detaljert, kan en mer spesiell beskrivelse av oppfinnelsen, som er kort oppsummert ovenfor, fås med henvisning til de etterfølgende utførelsesformene som er illustrert på de ved-føyde tegningene som utgjør en del av denne fremstillingen. Det skal imidlertid bemerkes at tegningene bare illustrerer en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen og derfor ikke er å anse som en begrensning av oppfinnelsens omfang ettersom oppfinnelsen kan omfatte andre like effektive utførelsesformer. [0013] In order for the manner in which the features, advantages and purposes of the invention, as well as other things that will appear, are to be achieved and understood in more detail, a more specific description of the invention, which is briefly summarized above, can be obtained with reference to the subsequent embodiments which are illustrated in the attached drawings which form part of this presentation. However, it should be noted that the drawings only illustrate a preferred embodiment of the invention and are therefore not to be considered as a limitation of the scope of the invention as the invention may include other equally effective embodiments.

[0014]Fig. 1A er en skjematisk representasjon av et elektrisk drevet setteverktøy opphengt inne i et brønnhull i samsvar med en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. [0014] Fig. 1A is a schematic representation of an electrically powered setting tool suspended inside a wellbore in accordance with an embodiment of the present invention.

[0015]Figurene 1B-1C er skjematiske representasjoner som illustrerer betjening av låsehaker på det elektrisk drevne setteverktøyet i fig. 1A. [0015] Figures 1B-1C are schematic representations illustrating operation of locking hooks on the electrically powered setting tool of FIG. 1A.

[0016]Fig. 2A er en skjematisk representasjon av et setteverktøy som har en batteridrevet sensorpakke opphengt i et brønnhull, i samsvar med en utførelses-form av foreliggende oppfinnelse. [0016] Fig. 2A is a schematic representation of a setting tool having a battery-powered sensor package suspended in a wellbore, in accordance with an embodiment of the present invention.

[0017]Figurene 2B-2C er skjematiske representasjoner som illustrerer drift av låsehaker på setteverktøyet i fig. 2A. [0017] Figures 2B-2C are schematic representations illustrating operation of locking hooks on the setting tool in fig. 2A.

[0018] Fig. 3A er en skjematisk representasjon av et setteverktøy som har en elektrisk aktivert, hydraulisk akkumulator opphengt inne i et brønnhull i samsvar med en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. [0018] Fig. 3A is a schematic representation of a setting tool having an electrically activated, hydraulic accumulator suspended within a wellbore in accordance with an embodiment of the present invention.

[0019]Figurene 3A-3C er skjematiske representasjoner som illustrerer drift av låsehaker på setteverktøyet i fig. 3A. [0019] Figures 3A-3C are schematic representations illustrating operation of locking hooks on the setting tool in fig. 3A.

[0020] Fig. 4 er en skjematisk representasjon av en plasseringsstreng i samsvar med utførelsesformene i figurene 1, 2 og 3. [0020] Fig. 4 is a schematic representation of a placement string in accordance with the embodiments of Figs. 1, 2 and 3.

[0021]Fig. 5 er en detaljskisse av en del av den skjematiske representasjonen i fig. 4. [0021] Fig. 5 is a detailed sketch of part of the schematic representation in fig. 4.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSESFORMEN DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT

[0022]Foreliggende oppfinnelse skal nå beskrives mer fullstendig i det etterfølgen-de med henvisning til de vedføyde tegningene som illustrerer utførelsesformer av oppfinnelsen. Denne oppfinnelsen kan imidlertid utformes på mange forskjellige måter og skal ikke anses som begrenset til de illustrerte utførelsesformene som angis her. Disse utførelsesformene er i stedet tilveiebrakt slik at beskrivelsen skal bli grundig og fullstendig, og på en fullstendig måte vise oppfinnelsens omfang overfor fagfolk på området. Like henvisningstall henviser til like elementer, og dersom merkede henvisningstall er brukt, indikerer de lignende elementer i alternative utførelsesformer. [0022] The present invention will now be described more fully in what follows with reference to the attached drawings which illustrate embodiments of the invention. However, this invention can be embodied in many different ways and should not be considered limited to the illustrated embodiments set forth herein. These embodiments are instead provided so that the description should be thorough and complete, and in a complete way show the scope of the invention to professionals in the field. Like reference numbers refer to like elements, and if marked reference numbers are used, they indicate similar elements in alternative embodiments.

[0023]I den etterfølgende beskrivelsen er mange spesielle detaljer angitt for å gi en grundig forståelse av foreliggende oppfinnelse. Det vil imidlertid være opplagt for fagfolk på området at foreliggende oppfinnelse kan praktiseres uten slike spesielle detaljer. For det meste er i tillegg detaljer vedrørende riggoperasjoner, brønnhullsboring, brønnhodeplassering og lignende blitt utelatt ettersom slike detaljer ikke anses nødvendig for å oppnå en fullstendig forståelse av foreliggende oppfinnelse og de anses å være innenfor de vanlige områdene for fagfolk på området. [0023] In the following description, many special details are indicated to provide a thorough understanding of the present invention. However, it will be obvious to those skilled in the art that the present invention can be practiced without such special details. In addition, for the most part, details regarding rigging operations, wellbore drilling, wellhead placement, and the like have been omitted as such details are not considered necessary to achieve a complete understanding of the present invention and are considered to be within the ordinary realms of those skilled in the art.

[0024]Det vises nå til fig. 1A hvor det er vist et undersjøisk verktøysystem 11. Det undersjøiske verktøysystemet 11 omfatter et undersjøisk brønnhode 13 anordnet ved en havbunn 15. På en plasseringsstreng 19 er det opphengt et setteverk- tøy 17 inne i brønnhodet 13. Et undersjøisk brønnhodeorgan 18, slik som en rør-strenghenger, foringsrørhenger, e.l., er tilkoblet den nedre ende av setteverk-tøyet 17. Setteverktøyet kan drives til å fastsette undersjøiske brønnhodeorga-ner 18 inne i brønnhodet 13 ved å bruke en pakning 16. Plasseringsstrengen 19 strekker seg fra et setteverktøy 17 opphengt inne i brønnhodet 13, opp til og gjennom en plattform 21. Plattformen 21 er en driftsplattform plassert på overflaten av en vannmasse og utgjør et arbeidsområde for operasjoner for utførelse av borings- og produksjonsaktiviteter gjennom et brønnhode 13.1 noen utførelses-former kan en stigerørstreng (ikke vist) strekke seg mellom plattformen og brønn-hodet for å frembringe en kanal for plasseringsstrengen 19 og andre innretninger og/eller substanser som skal forplante seg mellom brønnhodet 13 og plattformen 21. En spesiell overgang 23 kan være koblet på linje med plasseringsstrengen 19 ved plattformen 21. Overgangen 23 vil spesielt være koblet på linje med plasseringsstrengen 19 etter ankomst av setteverktøyet 17 ved en ønsket posisjon i brønnhodet 13. [0024] Reference is now made to fig. 1A, where a subsea tool system 11 is shown. The subsea tool system 11 comprises a subsea wellhead 13 arranged at a seabed 15. On a placement string 19, a setter is suspended tool 17 inside the wellhead 13. A subsea wellhead member 18, such as a pipe string hanger, casing hanger, etc., is connected to the lower end of the setting tool 17. The setting tool can be operated to fix subsea wellhead members 18 inside the wellhead 13 by to use a packing 16. The placement string 19 extends from a setting tool 17 suspended inside the wellhead 13, up to and through a platform 21. The platform 21 is an operating platform placed on the surface of a body of water and constitutes a working area for operations for carrying out drilling and production activities through a wellhead 13.1 some embodiments, a riser string (not shown) may extend between the platform and the wellhead to create a channel for the placement string 19 and other devices and/or substances to propagate between the wellhead 13 and the platform 21 A special transition 23 can be connected in line with the placement string 19 at the platform 21. The transition 23 will in particular honor connected in line with the placement string 19 after the arrival of the setting tool 17 at a desired position in the wellhead 13.

[0025]I den illustrerte utførelsesformen kan spesialovergangen 23 omfatte en overgang utformet for å overføre et elektrisk potensial fra en elektrisk kraftenhet 25 som befinner seg på plattformen 21, til tråder (fig. 4) i plasseringsstrengen 19. En elektrisk drevet enhet 25 kan være plassert i nærheten av plasseringsstrengen [0025] In the illustrated embodiment, the special transition 23 may comprise a transition designed to transfer an electrical potential from an electrical power unit 25 located on the platform 21 to wires (Fig. 4) in the placement string 19. An electrically powered unit 25 may be placed near the location string

19 og den spesielle overgangen 23, slik som vist, eller være plassert lengre unna plasseringsstrengen 19 og den spesielle overgangsmodulen 23. En elektrisk kraftenhet 25 kan være tilkoblet den spesielle overgangen 23 på en måte som tillater overføring av et elektrisk potensial fra den elektriske kraftenheten 25 til den spesielle overgangsmodulen 23 mens det fremdeles sørges for rotasjon av plasseringsstrengen 19.1 andre utførelsesformer behøver plasseringsstrengen 19 ikke å rotere. Den spesielle overgangsmodulen 23 vil overføre det elektriske potensialet som er mottatt fra den elektriske kraftenheten 25 gjennom ledninger i plasseringsstrengen 19 på en måte som er beskrevet mer detaljert nedenfor i forbindelse med fig. 4 og 5.[0026]Setteverktøyet 17 kan være et elektrisk drevet setteverktøy. Setteverktøyet 17 kan omfatte minst én elektrisk servomotor 27. Setteverktøyet 17 kan være koblet til plasseringsstrengen 19 på en måte som gjør det mulig for trådene i plasseringsstrengen 19 å overføre et elektrisk potensial fra den spesielle overgangen 23 til setteverktøyet 17. Dette elektriske potensialet vil så bli overført til den elektriske servomotoren 27 via tråder 79 (fig. 4) slik at den elektrisk drevne servomotoren 27 kan drive en funksjon i verktøyet for å fastsette et undersjøisk brønnhodeorgan 18. Som vist i fig. 1B kan den elektriske servomotoren 27 være koblet til et kamorgan 26 via et ledd 24. Kamorganet 27 er koblet til en låsehake 22 anordnet inne i en åpning 20 i rørveggen 14 til setteverktøyet 17. Når den aktiveres vil den elektriske servomotoren 27 drive leddet 24 nedover, noe som i sin tur driver kamorganet 26 nedover og forårsaker at tilpassede, skrånende overflater på låsehaken 22 og kamorganet 26 glir forbi hverandre. Denne bevegelsen driver låsehaken 22 inn i inngrep med en indre diameter i brønnhodet 13 gjennom profiler som passer sammen, slik som vist i fig. 1C. Den elektriske servomotoren 27 kan opereres for å låse og frigjøre låsehakene 26 i setteverktøyet 17 til og fra det undersjøiske brønnhodet 13 for fastsetting av den undersjøiske komponenten 18. 19 and the special transition 23, as shown, or be located further away from the location string 19 and the special transition module 23. An electric power unit 25 can be connected to the special transition 23 in a way that allows the transfer of an electric potential from the electric power unit 25 to the special transition module 23 while still providing for rotation of the placement string 19. In other embodiments, the placement string 19 does not need to rotate. The special transition module 23 will transfer the electrical potential received from the electrical power unit 25 through wires in the placement string 19 in a manner described in more detail below in connection with fig. 4 and 5. [0026] The setting tool 17 can be an electrically powered setting tool. The setting tool 17 may comprise at least one electric servo motor 27. The setting tool 17 may be connected to the placement string 19 in a way that enables the threads in the placement string 19 to transfer an electrical potential from the special transition 23 to the setting tool 17. This electrical potential will then be transmitted to the electric servo motor 27 via wires 79 (Fig. 4) so that the electrically driven servo motor 27 can drive a function in the tool to fix a subsea wellhead member 18. As shown in fig. 1B, the electric servo motor 27 can be connected to a cam member 26 via a link 24. The cam member 27 is connected to a locking hook 22 arranged inside an opening 20 in the tube wall 14 of the setting tool 17. When activated, the electric servo motor 27 will drive the link 24 downwards , which in turn drives the cam member 26 downwards and causes matching, inclined surfaces on the locking hook 22 and the cam member 26 to slide past each other. This movement drives the locking hook 22 into engagement with an inner diameter in the wellhead 13 through profiles that fit together, as shown in fig. 1C. The electric servo motor 27 can be operated to lock and release the locking hooks 26 in the setting tool 17 to and from the subsea wellhead 13 for securing the subsea component 18.

[0027]I alternative utførelsesformer kan den elektriske servomotoren 27 være koblet til portventiler. I ytterligere andre utførelsesformer kan den elektriske servomotoren 27 omfatte flere elektriske servomotorer koblet til forskjellige funksjoner. Den elektriske kraftenheten 25 kan ha en mekanisme for å styre driften av den elektriske servomotoren 27, slik som en bryter for å levere og fjerne elektrisk potensial fra den elektriske servomotoren 27. Den elektriske kraftenheten 25 kan også omfatte en hvilken som helst egnet mekanisme for å drive den elektriske servomotoren 27 til en variabel tilstand for delvis å åpne eller lukke en ventil inne i setteverktøyet 17.1 andre utførelsesformer kan den elektriske kraftenheten 25 omfatte en hvilken som helst egnet mekanisme for å tillate en operatør å velge drift av en spesiell elektrisk servomotor blant et antall elektriske servomotorer 27 for derved å gjøre det mulig for operatøren å velge en spesiell funksjon ved sette-verktøyet 17 for å plassere et brønnhodeorgan 18. På denne måten kan sette-verktøyet 17 bruke elektrisk kraft til å drive låsehaker og portventiler i setteverk- tøyet 17 for å plassere og sette fast et undersjøisk brønnhodeorgan 18, slik som en foringsrørhenger inne i det undersjøiske brønnhodet 13. [0027] In alternative embodiments, the electric servo motor 27 can be connected to gate valves. In still other embodiments, the electric servomotor 27 may comprise several electric servomotors connected to different functions. The electric power unit 25 may have a mechanism for controlling the operation of the electric servo motor 27, such as a switch to supply and remove electrical potential from the electric servo motor 27. The electric power unit 25 may also include any suitable mechanism for drive the electric servo motor 27 to a variable state to partially open or close a valve inside the setting tool 17. In other embodiments, the electric power unit 25 may include any suitable mechanism to allow an operator to select operation of a particular electric servo motor from among a number of electric servomotors 27 to thereby enable the operator to select a special function of the setting tool 17 to position a wellhead member 18. In this way, the setting tool 17 can use electrical power to drive locking hooks and gate valves in the setting tool 17 for placing and fixing a subsea wellhead member 18, such as a casing hanger inside the t subsea wellhead 13.

[0028]Det henvises nå til fig. 2A hvor det er vist et undersjøisk verktøysystem 29. Det undersjøiske verktøysystemet 29 omfatter et undersjøisk brønnhode 31 anordnet ved en sjøbunn 33. Et setteverktøy 35 er opphengt inne i et brønnhode 31 i en kablet plasseringsstreng 37. Et undersjøisk brønnhodeorgan 32, slik som en produksjonsrørstrenghenger, en foringsrørhenger e.l. er koblet til den nedre enden av setteverktøyet 35. Setteverktøyet 35 kan bringes til å feste et undersjøisk brønnhodeorgan 32 inne i brønnhodet 31 ved å bruke en pakning 30. Plasseringsstrengen 37 strekker seg fra setteverktøyet 35 som er opphengt inne i brønnhodet 31, opp til og gjennom en plattform 39. Plattformen 39 er en driftsplattform plassert på overflaten av en vannmasse og utgjør et arbeidsområde hvor operatører kan utføre borings- og produksjonsaktiviteter gjennom brønnhodet 31. I noen utfør-elsesformer kan stigerørstrengen (ikke vist) strekke seg mellom plattformen og brønnhodet for å danne en kanal for plasseringsstrengen 37 og andre anordninger og/eller stoffer som skal føres mellom brønnhodet 31 og plattformen 39. En spesiell modul 41 kan være koblet på linje med plasseringsstrengen 37 ved plattformen 39. Spesialmodulen 41 vil være koblet på linje med plasseringsstrengen 37 etter ankomst av setteverktøyet 35 ved en utpekt posisjon inne i brønnhodet 31. [0028] Reference is now made to fig. 2A where a subsea tool system 29 is shown. The subsea tool system 29 comprises a subsea wellhead 31 arranged at a seabed 33. A setting tool 35 is suspended within a wellhead 31 in a cabled placement string 37. A subsea wellhead member 32, such as a production pipe string hanger , a casing trailer etc. is connected to the lower end of the setting tool 35. The setting tool 35 can be brought to attach a subsea wellhead member 32 inside the wellhead 31 by using a gasket 30. The positioning string 37 extends from the setting tool 35 which is suspended inside the wellhead 31, up to and through a platform 39. The platform 39 is an operating platform located on the surface of a body of water and forms a work area where operators can carry out drilling and production activities through the wellhead 31. In some embodiments, the riser string (not shown) can extend between the platform and the wellhead for to form a channel for the placement string 37 and other devices and/or substances to be carried between the wellhead 31 and the platform 39. A special module 41 may be connected in line with the placement string 37 at the platform 39. The special module 41 will be connected in line with the placement string 37 after arrival of the setting tool 35 at a designated position inside the wellhead 31.

[0029]I den illustrerte utførelsesformen kan spesialmodulen 41 omfatte en modul utformet for å overføre et datasignal mellom et datainnsamlingssystem 43 plassert på plattformen 39 og kabler (fig. 4) i plasseringsstrengen 37. Datainnsamlingssystemet 43 kan være anordnet i nærheten av plasseringsstrengen 37 og spesialmodulen 41, slik som vist, eller være plassert lengre unna plasseringsstrengen 37 og spesialmodulen 41. Datainnsamlingssystemet 43 kan være koblet til spesialmodulen 41 på en måte som muliggjør overføring av datasignalet fra datainnsamlingssystemet 43 til spesialmodulen 41, mens plasseringsstrengen 37 fremdeles tillates å rotere. I andre utførelsesformer behøver plasseringsstrengen 37 ikke å rotere. Spesialmodulen 41 vil overføre datasignalet gjennom ledninger i plasseringsstrengen 37 på en måte som er beskrevet mer detaljert i forbindelse med fig. 4 og 5. [0029] In the illustrated embodiment, the special module 41 may comprise a module designed to transmit a data signal between a data acquisition system 43 placed on the platform 39 and cables (Fig. 4) in the location string 37. The data acquisition system 43 may be arranged in the vicinity of the location string 37 and the special module 41, as shown, or be located further away from the positioning string 37 and the special module 41. The data acquisition system 43 can be connected to the special module 41 in a way that enables the transfer of the data signal from the data acquisition system 43 to the special module 41, while the positioning string 37 is still allowed to rotate. In other embodiments, the location string 37 need not rotate. The special module 41 will transmit the data signal through wires in the location string 37 in a manner that is described in more detail in connection with fig. 4 and 5.

[0030]Setteverktøyet 35 kan omfatte en batteridrevet sensorpakke 45. Sensorpakken 45 kan være koblet til en eller flere sensorer 34 (fig. 2B) anordnet på setteverktøyet 35.1 en utførelsesform vil sensorene 34 generere et datasignal som reaksjon på at setteverktøyet 35 drives i brønnhodet 31. Sensorene 34 kan f.eks. generere et signal som reaksjon på posisjonen av setteverktøyet 35 inne i brønn-hodet 31, det dreiemomentet som påføres ved en verktøyskjøt i setteverktøyet 35 og den vekten som er opphengt fra setteverktøyet 35.1 tillegg kan sensoren 34 generere et signal som reaksjon på drift av en funksjon ved setteverktøyet 35. Som vist i fig. 2B kan setteverktøyet 35 omfatte en roterbar stamme 36. Et kamorgan 38 kan være gjenget på den ytre diameter av stammen 36 slik at rotasjon av stammen 36 vil forårsake aksial bevegelse av kamorganet 38 gjennom tilsvarende gjenger på stammen 36 og kamorganet 38. Kamorganet 38 vekselvirker med en låsehake 40 posisjonert inne i en åpning 42 i rørveggen 44 til setteverktøyet 35. Rotasjon av stammen 36 vil forårsake at kamorganet 38 beveger seg aksialt nedover, noe som i sin tur forårsaker at samsvarende skråflater på låsehaken 40 og kamorganet 38 glir forbi hverandre. Denne bevegelsen driver låsehaken 40 inn i inngrep med den indre diameter av brønnhodet 31 gjennom tilsvarende profiler, slik som vist i fig. 2C. Låsehaken 38 er kommunikasjonsmessig koblet til sensorer 34. Når låsehaken 38 beveger seg aksialt som reaksjon på rotasjon av stammen 36, vil sensorene 34 generere et signal som blir overført til sensorpakken 45 og som i sin tur blir kommunisert til overflaten gjennom ledninger 79 (fig. 4). [0030] The setting tool 35 can comprise a battery-powered sensor package 45. The sensor package 45 can be connected to one or more sensors 34 (Fig. 2B) arranged on the setting tool 35. In one embodiment, the sensors 34 will generate a data signal in response to the setting tool 35 being operated in the wellhead 31 The sensors 34 can e.g. generate a signal in response to the position of the setting tool 35 inside the well head 31, the torque applied at a tool joint in the setting tool 35 and the weight suspended from the setting tool 35.1 addition, the sensor 34 can generate a signal in response to the operation of a function by the setting tool 35. As shown in fig. 2B, the setting tool 35 may comprise a rotatable stem 36. A cam member 38 may be threaded on the outer diameter of the stem 36 so that rotation of the stem 36 will cause axial movement of the cam member 38 through corresponding threads on the stem 36 and the cam member 38. The cam member 38 interacts with a locking hook 40 positioned inside an opening 42 in the tube wall 44 of the setting tool 35. Rotation of the stem 36 will cause the cam member 38 to move axially downwards, which in turn causes matching inclined surfaces on the locking hook 40 and the cam member 38 to slide past each other. This movement drives the locking hook 40 into engagement with the inner diameter of the wellhead 31 through corresponding profiles, as shown in fig. 2C. The locking hook 38 is communicatively connected to sensors 34. When the locking hook 38 moves axially in response to rotation of the stem 36, the sensors 34 will generate a signal which is transmitted to the sensor package 45 and which in turn is communicated to the surface through wires 79 (fig. 4).

[0031]I en alternativ utførelsesform kan sensorene 34 generere signaler som reaksjon på at portventiler drives i setteverktøyet 35. Det genererte signalet kan omfatte et hvilket som helst egnet signal. I en utførelsesform kan sensoren 34 sende de genererte signalene til en mottaker i sensorpakken 45. Sensorpakken 45 kan være kommunikasjonsmessig koblet til ledningene i plasseringsstrengen 37.1 en annen utførelsesform vil ledningene (fig. 4) i plasseringsstrengen 37 være direkte koblet til sensorpakken 45 slik at de genererte signalene kan overføres elektrisk fra sensorpakken 45 gjennom ledningene i plasseringsstrengen 37. Signalene kan så overføres gjennom ledningene i plasseringsstrengen 37 til spesialmodulen 41 og så til datainnsamlingsenheten 43. Der kan datainnsamlingsenheten 43 vise signalene på en måte som er forståelig for en operatør som befinner seg på plattformen 31, lagre signalene på et medium som muliggjør senere fremhenting, eller både fremvise og lagre signalene. I en utførelsesform blir datasignalene overført gjennom plasseringsstrengen 37 i sann tid for å tillate at informasjon vedrørende driften av setteverktøyet 35 kan mottas og benyttes etter hvert som de hendelsene som genererer signalene, inntreffer. [0031] In an alternative embodiment, the sensors 34 may generate signals in response to gate valves being operated in the setting tool 35. The generated signal may comprise any suitable signal. In one embodiment, the sensor 34 can send the generated signals to a receiver in the sensor package 45. The sensor package 45 can be communicatively connected to the wires in the location string 37. In another embodiment, the wires (Fig. 4) in the location string 37 will be directly connected to the sensor package 45 so that they the generated signals can be transmitted electrically from the sensor package 45 through the wires in the location string 37. The signals can then be transmitted through the wires in the location string 37 to the special module 41 and then to the data collection unit 43. There, the data collection unit 43 can display the signals in a way that is understandable to an operator located on the platform 31, store the signals on a medium that enables later retrieval, or both display and store the signals. In one embodiment, the data signals are transmitted through the location string 37 in real time to allow information regarding the operation of the setting tool 35 to be received and used as the events that generate the signals occur.

[0032]Det henvises til fig. 3A hvor det er vist et undersjøisk verktøysystem 47. Det undersjøiske verktøysystemet 47 omfatter et undersjøisk brønnhode 49 anordnet ved en sjøbunn 51. Et setteverktøy 53 er opphengt inne i brønnhodet 49 i en kablet plasseringsstreng 55. Et undersjøisk brønnhodeorgan 54, slik som en rør-strenghenger, en foringsrørhenger e.l. er koblet til den nedre enden av setteverk-tøyet 53. Setteverktøyet 53 kan bringes til å fastsette det undersjøiske brønnhode-organet 54 inne i brønnhodet 49 ved å bruke en pakning 50. Plasseringsstrengen 55 strekker seg fra setteverktøyet 53 som er opphengt inne i brønnhodet 49, opp til og gjennom en plattform 57. Plattformen 57 er en driftsplattform anordnet på overflaten av en vannmasse og utgjør et arbeidsområde hvor operatører kan utføre borings- og produksjonsaktiviteter gjennom brønnhodet 49. I noen utfør-elsesformer kan en stigerørstreng (ikke vist) strekke seg mellom plattformen og brønnhodet for å tilveiebringe en kanal for plasseringsstrengen 55 og andre anordninger og/eller stoffer som kan føres mellom brønnhodet 49 og plattformen 57. En spesialmodul 59 kan være koblet på linje med plasseringsstrengen 55 og plattformen 57. Spesialmodulen 59 vil være koblet på linje med plasseringsstrengen 55 etter ankomst av setteverktøyet 53 ved en ønsket posisjon i forhold til brønnhodet 49. [0032] Reference is made to fig. 3A where a subsea tool system 47 is shown. The subsea tool system 47 comprises a subsea wellhead 49 arranged at a seabed 51. A setting tool 53 is suspended inside the wellhead 49 in a cabled placement string 55. A subsea wellhead member 54, such as a pipe- string trailer, a casing trailer etc. is connected to the lower end of the setting tool 53. The setting tool 53 can be brought to secure the subsea wellhead member 54 inside the wellhead 49 by using a gasket 50. The locating string 55 extends from the setting tool 53 which is suspended inside the wellhead 49 , up to and through a platform 57. The platform 57 is an operating platform arranged on the surface of a body of water and constitutes a work area where operators can carry out drilling and production activities through the wellhead 49. In some embodiments, a riser string (not shown) can extend between the platform and the wellhead to provide a channel for the placement string 55 and other devices and/or substances that can be passed between the wellhead 49 and the platform 57. A special module 59 may be connected in line with the placement string 55 and the platform 57. The special module 59 will be connected on line with the placement string 55 after the arrival of the setting tool 53 at a desired position in relation to the wellhead 49.

[0033]I den illustrerte utførelsesformen kan spesialmodulen 59 omfatte en modul utformet for å overføre et styresignal mellom et kontrollpanel 61 anordnet på plattformen 57, og ledninger (fig. 4) i plasseringsstrengen 55. Kontrollpanelet 61 kan befinne seg i nærheten av plasseringsstrengen 55 og spesialmodulen 59, slik som vist, eller befinne seg lengre unna plasseringsstrengen 55 og spesialmodulen 41. Kontrollpanelet 61 kan være koblet til spesialmodulen 59 på en måte som mulig-gjør overføring av et styresignal fra styrepanelet 61 til spesialmodulen 59 mens plasseringsstrengen 55 fremdeles roterer. Spesialmodulen 59 vil overføre styre-signalet gjennom ledninger i plasseringsstrengen 55 på en måte som beskrevet mer detaljert nedenfor i forbindelse med fig. 4 og 5. [0033] In the illustrated embodiment, the special module 59 may comprise a module designed to transmit a control signal between a control panel 61 arranged on the platform 57, and wires (Fig. 4) in the location string 55. The control panel 61 may be located near the location string 55 and the special module 59, as shown, or be further away from the location string 55 and the special module 41. The control panel 61 can be connected to the special module 59 in a way that enables the transmission of a control signal from the control panel 61 to the special module 59 while the location string 55 is still rotating. The special module 59 will transmit the control signal through wires in the placement string 55 in a manner as described in more detail below in connection with fig. 4 and 5.

[0034]Setteverktøyet 53 kan være et hydraulisk drevet setteverktøy. I den illustrerte utførelsesformen omfatter setteverktøyet 53 en verktøystyreboks 63 og en akkumulatorbank 65. Akkumulatorbanken 65 kan være en hydraulisk lagrings- tank som er i stand til å motta og lagre hydraulisk fluidtrykk. Akkumulatorbanken 65 kan være kommunikasjonsmessig koblet til driftsfunksjoner hos setteverktøyet 53, slik at fluidtrykk kan overføres fra akkumulatorbanken 65 til hydraulisk drevne funksjoner i setteverktøyet 53 for å fastsette et undersjøisk brønnhodeorgan 54.1 en utførelsesform vil verktøystyreboksen 63 være kommunikasjonsmessig koblet til akkumulatorbanken 65 for at verktøystyreboksen 63 skal kunne aktivere hydrauliske ventiler for å avlede hydraulisk trykk lagret i akkumulatorbanken 65 til ønskede hydrauliske funksjoner i setteverktøyet 53 og derved å sette fast et undersjøisk brønnhodeorgan 54.1 en utførelsesform avleder verktøystyreboksen 63 hydraulisk trykk som reaksjon på et elektrisk signal fra kontrollpanelet 61.1 den illustrerte utførelsesformen omfatter styrepanelet 61 en anordning som gjør det mulig for en operatør å velge en ønsket funksjonell operasjon av setteverktøyet 53 for aktivering. Operatøren kan f.eks. velge å låse et sett med låsehaker på sette-verktøyet 53 gjennom kontrollpanelet 61. Som vist i fig. 3B kan styreboksen 63 være forbundet med en hydraulisk sylinder 56 utformet som en del av et legeme 58 for setteverktøyet 53. Den hydrauliske sylinderen 56 kan være koblet til et kamorgan 60 som kan bevege seg aksialt som reaksjon på drift av sylinderen 56. Kamorganet 56 kan være koblet sammen med en låsehake 62 posisjonert inne i en åpning 64 i legemet 58 til setteverktøyet 53. Som reaksjon på et signal gjennom ledningene 79 (fig. 4) til styreboksen 63, kan styreboksen 63 drive ventiler for å tillate strømming av hydraulisk trykk gjennom hydrauliske ledninger til den hydrauliske sylinderen 56. Som reaksjon på dette kan et stempel i den hydrauliske sylinderen 56 bevege seg aksialt nedover for så å bevege kamorganet 60 aksialt nedover. Dette vil gjøre at samsvarende skrånende overflater på kamorganet 60 og låsehaken 62 glir forbi hverandre. Når de samsvarende overflatene på kamorganet 60 og låsehaken 62 beveger seg forbi hverandre, vil låsehaken 62 bevege seg radialt utover og komme i inngrep med de tilsvarende profilene til låsehaken 62 og brønnhodet 49, slik som vist i fig. 3C. [0034] The setting tool 53 can be a hydraulically driven setting tool. In the illustrated embodiment, the setting tool 53 comprises a tool control box 63 and an accumulator bank 65. The accumulator bank 65 can be a hydraulic storage tank capable of receiving and storing hydraulic fluid pressure. The accumulator bank 65 can be communicatively connected to operating functions of the setting tool 53, so that fluid pressure can be transferred from the accumulator bank 65 to hydraulically driven functions in the setting tool 53 to fix a subsea wellhead member 54. In one embodiment, the tool control box 63 will be communicatively connected to the accumulator bank 65 in order for the tool control box 63 to able to activate hydraulic valves to divert hydraulic pressure stored in the accumulator bank 65 to desired hydraulic functions in the setting tool 53 thereby securing a subsea wellhead member 54.1 one embodiment the tool control box 63 diverts hydraulic pressure in response to an electrical signal from the control panel 61.1 the illustrated embodiment includes the control panel 61 a device which enables an operator to select a desired functional operation of the setting tool 53 for activation. The operator can e.g. choose to lock a set of locking hooks on the setting tool 53 through the control panel 61. As shown in fig. 3B, the control box 63 may be connected to a hydraulic cylinder 56 formed as part of a body 58 for the setting tool 53. The hydraulic cylinder 56 may be connected to a cam member 60 which may move axially in response to operation of the cylinder 56. The cam member 56 may be coupled with a latch 62 positioned inside an opening 64 in the body 58 of the setting tool 53. In response to a signal through the wires 79 (Fig. 4) to the control box 63, the control box 63 can operate valves to allow the flow of hydraulic pressure through hydraulic lines to the hydraulic cylinder 56. In response to this, a piston in the hydraulic cylinder 56 can move axially downwards to move the cam member 60 axially downwards. This will cause corresponding inclined surfaces on the cam member 60 and the locking hook 62 to slide past each other. When the corresponding surfaces of the cam member 60 and the locking hook 62 move past each other, the locking hook 62 will move radially outwards and come into engagement with the corresponding profiles of the locking hook 62 and the well head 49, as shown in fig. 3C.

[0035]Det henvises nå til fig. 4, hvor plasseringsstrengene 19, 37 og 55 på hen-holdsvis fig. 1 A, fig. 2A og fig. 3A alle kan være alternative utførelsesformer av plasseringsstrengen 67 i fig. 4. Plasseringsstrengen 67 omfatter en mengde rørseksjoner 69. Hver rørseksjon 69 haren tappende 71 og en ringende 73.1 den viste utførelsesformen blir plasseringsstrengen 67 konstruert ved å koble sammen en tappende 71 av en første seksjon 69 med en ringende 73 av en andre seksjon 69, slik som vist i fig. 4. Dette blir gjort ved å skru en gjenge 75 på tappenden 71 inn i en tilsvarende gjenge 77 i ringenden 73. Sammensetning av en første seksjon 69 med en andre seksjon 69 vil danne en streng 67 som har en midtre passasje 68 med en akse 70. Minst én ledning 79 kan være dannet i hver rørsek-sjon 69 under frembringelsen av hver rørseksjon 69.1 den viste utførelsesformen er det to ledninger 79 i hver rørseksjon 69. En fagperson på området vil forstå at mange ledninger 79 kan være utformet i rørseksjonen 69, bare begrenset av tykkelsen av hver ledning 79 og veggtykkelsen i hver rørseksjon 69. Ledningen 79 kan være laget av et elektrisk ledende materiale slik som kobber eller lignende. I andre utførelsesformer kan ledningen 79 være en fiberoptisk kabel. Hver ledning 79 er dannet inne i hver rørseksjon 69 på en måte som gjør det mulig for et antall ledninger 79 å bli plassert radialt fra den indre diameteren mot den ytre diameteren. Hver ledning 79 er isolert fra rørseksjonen 69 og tilstøtende ledninger 79 for å redusere interferens mellom ledningene 70 og sørge for at et forskjellig signal eller elektrisk potensial vandrer langs hver ledning 79 i en separat elektrisk krets. [0035] Reference is now made to fig. 4, where the placement strings 19, 37 and 55 respectively in fig. 1A, fig. 2A and fig. 3A can all be alternative embodiments of the placement string 67 of FIG. 4. The placement string 67 comprises a number of pipe sections 69. Each pipe section 69 has a tap 71 and a ring end 73. In the embodiment shown, the placement string 67 is constructed by connecting a tap 71 of a first section 69 with a ring end 73 of a second section 69, as as shown in fig. 4. This is done by screwing a thread 75 on the pin end 71 into a corresponding thread 77 in the ring end 73. Assembly of a first section 69 with a second section 69 will form a string 67 having a middle passage 68 with an axis 70 At least one conduit 79 may be formed in each pipe section 69 during the production of each pipe section 69. In the embodiment shown, there are two conduits 79 in each pipe section 69. A person skilled in the art will understand that many conduits 79 may be formed in the pipe section 69, limited only by the thickness of each wire 79 and the wall thickness of each pipe section 69. The wire 79 may be made of an electrically conductive material such as copper or the like. In other embodiments, the wire 79 may be a fiber optic cable. Each conduit 79 is formed within each tube section 69 in a manner that enables a plurality of conduits 79 to be positioned radially from the inner diameter toward the outer diameter. Each wire 79 is isolated from the pipe section 69 and adjacent wires 79 to reduce interference between the wires 70 and ensure that a different signal or electrical potential travels along each wire 79 in a separate electrical circuit.

[0036]Det henvises nå til fig. 5 som viser at ved hvert forbindelsespunkt mellom rørseksjonene 69, definerer tappenden 71 en nedad vendende skulder 81 som strekker seg fra en ytre diameter av rørseksjonen 69 radialt innover. Hver ringende 73 definerer en oppad vendende kant 83 som har en bredde omtrent lik bredden på den nedadvendende skulderen 81. En ringformet kanal 85 kan være dannet i den nedadvendende skulderen 81. Den ringformede kanalen 85 kan være foret med en isolator 87 slik som gummi. Den ringformede kanalen 85 kan så være fylt med et elektrisk ledende materiale 89 mellom isolatoren 87 og en overflate av den nedadvendende skulderen 81. Dette danner en elektrisk ledende ring 91 inne i den nedadvendende skulderen 81, som har en overflate som er eksponert og i flukt med den nedadvendende skulderen 81. [0036] Reference is now made to fig. 5 which shows that at each connection point between the pipe sections 69, the pin end 71 defines a downward facing shoulder 81 which extends from an outer diameter of the pipe section 69 radially inwards. Each annular end 73 defines an upwardly facing edge 83 having a width approximately equal to the width of the downwardly facing shoulder 81. An annular channel 85 may be formed in the downwardly facing shoulder 81. The annular channel 85 may be lined with an insulator 87 such as rubber. The annular channel 85 may then be filled with an electrically conductive material 89 between the insulator 87 and a surface of the downward-facing shoulder 81. This forms an electrically conductive ring 91 within the downward-facing shoulder 81, which has a surface that is exposed and flush with the downward facing shoulder 81.

[0037]En ringformet kanal 93 kan likeledes være dannet i kanten 83. Den ringformede kanalen 93 kan være foret med en isolator 95 slik som gummi. Den ringformede kanalen 93 kan så være fylt med et elektrisk ledende materiale 97 mellom isolatoren 95 og en overflate av kanten 83. Dette danner en elektrisk ledende ring 99 inne i kanten 83, som har en overflate som er eksponert og i flukt med kanten 83. Når tappenden 71 er satt inn i ringenden 73 og de sammensvar- ende gjengene 75 og 77 er skrudd sammen, kommer den nedadvendende skulderen 81 og kanten 83 i innbyrdes kontakt og støter mot hverandre. I en utførelses-form vil den ledende ringen 91 være dannet i et område på den nedadvendende skulderen 81, slik at den vil være innrettet etter den ledende ringen 99. På denne måten vil den eksponerte, ledende ringen 91 støte mot den eksponerte overflaten av den ledende ringen 99, mensg isolatorene 85, 95 vil være i kontakt med hverandre for å skjerme de ledende ringene 91, 99 fra rørseksjonene 69 og de tilstøt-ende ledninger 79. En elektrisk strøm eller et elektrisk potensial kan derved passere fra den ledende ringen 99 til den ledende ringen 91 og vice versa, for å muliggjøre overføring av et elektrisk potensial over grensen mellom rør-seksjonene 69. [0037]An annular channel 93 may likewise be formed in the edge 83. The annular channel 93 may be lined with an insulator 95 such as rubber. The annular channel 93 may then be filled with an electrically conductive material 97 between the insulator 95 and a surface of the rim 83. This forms an electrically conductive ring 99 within the rim 83, which has a surface which is exposed and flush with the rim 83. When the pin end 71 is inserted into the ring end 73 and the corresponding threads 75 and 77 are screwed together, the downward-facing shoulder 81 and the edge 83 come into mutual contact and collide with each other. In one embodiment, the conductive ring 91 will be formed in an area of the downward facing shoulder 81 so that it will be aligned with the conductive ring 99. In this way, the exposed conductive ring 91 will abut against the exposed surface of the the conductive ring 99, while the insulators 85, 95 will be in contact with each other to shield the conductive rings 91, 99 from the pipe sections 69 and the adjacent wires 79. An electric current or an electric potential can thereby pass from the conductive ring 99 to the conductive ring 91 and vice versa, to enable the transfer of an electrical potential across the boundary between the tube sections 69.

[0038]Hver ledning 79 vil tilsvare et separat par av ledende ringer 91, 99. Hver ledning 79 vil være elektrisk koblet til et par ledende ringer 91, 99 ved motsatte ender av ledningen 79. Et elektrisk signal eller et elektrisk potensial kan dermed overføres gjennom ledningen 79 i en første rørseksjon 69, gjennom den ledende ringen 91 til den ledende ringen 99, hvor ledningen 79 i en andre rørseksjon 69 vil motta signalet eller det elektriske potensialet og overføre det til den neste rør-seksjonen 69. Et par ledende ringer 91, 99 kan være dannet i hver rørseksjon 69 og vil være posisjonert for å tilsvare hver ledning 79 som er dannet i hver rør-seksjon 69. slik at flere elektriske kretser kan dannes i hver rørseksjon 69 for å gjøre det mulig for plasseringsstrengen 67 å føre flere elektriske kretser fra en plattform til en undersjøisk posisjon. Ledningen 79 og de ledende ringene 91, 99 blir dannet under fremstillingsprosessen av hver rørseksjon 69, slik at ledningen 79 og de ledende ringene 91, 99 vil være passende innrettet etter hverandre for å tilsvare den elektrisk ledende kretsen. Fagfolk på området vil forstå at inneslut-ningen og innrettingen av ledningen 79 og de ledende ringene 91, 99 ved hver rørseksjon 69 under frembringelsen av hver rørseksjon 69, vil tillate plasseringsstrengen 67 å bli montert ved en riggplattform uten behov for ytterligere verktøy. Riggoperatørene kan dermed kjøre inn plasseringsstrengen 67 på konvensjonell måte uten ytterligere kompleksitet pga. en ekstern elektrisk eller hydraulisk navle-streng, noe som minsker innkjøringstiden i forhold til verktøy som benytter en ekstern kraftkilde. Andre fremgangsmåter for plassering av ledninger i en rør- seksjon i sammenheng med ledninger i tilstøtende rørseksjoner, er mulig. Disse alternative metodene er påtenkt og omfattes av de beskrevne utførelsesformene. [0038] Each wire 79 will correspond to a separate pair of conductive rings 91, 99. Each wire 79 will be electrically connected to a pair of conductive rings 91, 99 at opposite ends of the wire 79. An electrical signal or an electrical potential can thus be transmitted through the wire 79 in a first pipe section 69, through the conductive ring 91 to the conductive ring 99, where the wire 79 in a second pipe section 69 will receive the signal or electrical potential and transmit it to the next pipe section 69. A pair of conductive rings 91, 99 may be formed in each pipe section 69 and will be positioned to correspond to each wire 79 formed in each pipe section 69. so that multiple electrical circuits may be formed in each pipe section 69 to enable the location string 67 to carry multiple electrical circuits from a platform to a subsea position. The wire 79 and the conductive rings 91, 99 are formed during the manufacturing process of each pipe section 69, so that the wire 79 and the conductive rings 91, 99 will be suitably aligned with each other to correspond to the electrically conductive circuit. Those skilled in the art will appreciate that the containment and alignment of the wire 79 and the guide rings 91, 99 at each pipe section 69 during the production of each pipe section 69 will allow the emplacement string 67 to be installed at a rig platform without the need for additional tools. The rig operators can thus drive in the placement string 67 in a conventional manner without further complexity due to an external electric or hydraulic umbilical cord, which reduces the break-in time compared to tools that use an external power source. Other methods for placing wires in a pipe section in conjunction with wires in adjacent pipe sections are possible. These alternative methods are contemplated and encompassed by the described embodiments.

[0039]De beskrevne utførelsesformene gir mange fordeler. For eksempel tilveiebringer de beskrevne utførelsesformene et middel for å muliggjøre overføring av data i sanntid fra et setteverktøy til en arbeidsplattform plassert på overflaten. I tillegg muliggjør den sanntidsdrift av verktøyet uten behov for å være avhengig av en komplisert, mekanisk manipuleringsprosess. Disse trekkene blir oppnådd uten ytterligere ekstra tid eller innkjøring av landingsutstyr i plasseringsstrengen og setteverktøyet fra overflaten til den undersjøiske posisjonen eller brønnhodet. Fordi ledningen er utformet inne i rørseksjonene og kan kobles sammen uten at det er nødvendig for riggarbeidere å innrette ledninger, omslagsviklinger eller navlestrenger med hverandre, slik at innkjøringsprosessen ikke blir hindret eller forsinket på noen måte, hvilket tradisjonelt er forbundet med bruk av elektriske eller hydrauliske navlestrenger. De beskrevne systemene sørger videre for utvikling av en gruppe smarte verktøy som kan utføre et stort antall funksjoner mens det mottas tilbakemelding i sanntid fra verktøyet, noe som gjør det mulig for operatører å bli tryggere på at brønnkompletteringsoperasjoner er blitt utført på en vellykket måte. [0039] The described embodiments offer many advantages. For example, the disclosed embodiments provide a means to enable the transmission of data in real time from a setting tool to a work platform located on the surface. In addition, it enables real-time operation of the tool without the need to depend on a complicated, mechanical manipulation process. These moves are accomplished without additional additional time or run-in of landing gear in the emplacement string and setter from the surface to the subsea position or wellhead. Because the wire is designed inside the pipe sections and can be connected together without the need for rig workers to align wires, wraps or umbilicals with each other, so that the run-in process is not hindered or delayed in any way, which is traditionally associated with the use of electric or hydraulic umbilical cords. The described systems further provide for the development of a group of smart tools that can perform a large number of functions while receiving real-time feedback from the tool, enabling operators to be more confident that well completion operations have been successfully completed.

[0040]Man vil forstå at foreliggende oppfinnelse kan anta mange former og utførelser. Flere variasjoner kan i tillegg gjøres i det foregående uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. Etter å ha beskrevet foreliggende oppfinnelse under henvisning til visse av dens foretrukne utførelsesformer, skal det bemerkes at de beskrevne utførelsesformene kun er illustrerende og ikke begrensende av natur, og at et bredt område med variasjoner, modifikasjoner, endringer og utskiftinger er påtenkt i forbindelse med den foregående beskrivelse og i noen tilfeller, kan noen trekk ved foreliggende oppfinnelse anvendes uten en tilsvarende bruk av andre trekk. Mange slike varianter og modifikasjoner kan anses som opplagte og ønskelige av fagkyndige på området basert på en gjennomlesning av den foregående beskrivelse av foretrukne utførelsesformer. Det er følgelig ment at de vedføyde patentkrav skal oppfattes bredt og på en måte som er i overensstem-melse med oppfinnelsens ramme. [0040] It will be understood that the present invention can assume many forms and embodiments. Several variations can also be made in the foregoing without deviating from the scope of the invention. Having described the present invention with reference to certain of its preferred embodiments, it should be noted that the described embodiments are only illustrative and not limiting in nature, and that a wide range of variations, modifications, changes and substitutions are contemplated in connection with the preceding description and in some cases, some features of the present invention can be used without a corresponding use of other features. Many such variations and modifications may be considered obvious and desirable by those skilled in the art based on a perusal of the preceding description of preferred embodiments. It is therefore intended that the appended patent claims should be understood broadly and in a manner that is consistent with the scope of the invention.

Claims

1. Method for performing a remote operation in a subsea wellhead (13, 31, 49), the method comprising: (a) providing a setting tool (17, 35, 53) with at least one electrically powered function and connecting a subsea wellhead component (18, 32, 54) to the set tool (17, 35, 53); (b) connecting the setting tool (17, 35, 53) to a pipe string (19, 37, 55, 67) having at least one electrically conductive wire (79) mounted within a tubular wall of the pipe string (67) for transmission of an electrical potential to the setting tool (17, 35, 53); (c) passing the setter (17, 35, 53) and the subsea wellhead component (18, 32, 54) on the pipe string (19, 37, 55, 67) from a surface platform (21, 39, 57) to a position inside the subsea wellhead (13, 31, 49); and then (d) performing the electrically driven function with the setting tool (17, 35, 53) using the transmission of an electrical potential through the at least one electrically conductive wire (79) in the pipe string (19, 37, 55, 67).

2. Method according to claim 1, and where: the at least one electrically conductive wire (79) which is mounted inside a pipe wall in the pipe string (19, 37, 55, 67), comprises a first electrically conductive wire (79) and a second electrically conductive wire (79); and step (d) comprises transmitting an electrical potential along the first electrically conductive wire (79) from the surface platform (21, 39, 57) to the setting tool (17, 35, 53), while receiving an electrical potential along the second electrically conductive wire (79) from the setting tool (17, 35, 53) to the surface platform (21, 39, 57).

3. Method according to claim 1, and where step (b) further comprises connecting the pipe string (19) to an electric potential source (75).

4. Method according to claim 1, and where step (b) further comprises connecting the pipe string (37) to a data receiver (43).

5. Method according to claim 1, and where step (d) comprises: delivering an electric potential to at least one electric servomotor (27) in the setting tool (17) through at least one electrically conductive wire (79) in the pipe string (19); and driving the electric servo motor (27) in the setting tool (17) in response to the electric potential, to set the subsea wellhead component (18).

6. Method according to claim 5, and where execution of at least one tool function comprises operating at least one of a set of locking hooks in the setting tool (17) and gate valves in the setting tool (17).

7. Method according to claim 1, and where step (d) comprises: providing at least one sensor package (45) on the setting tool (35), the sensor package (45) generating an electrical signal in response to either the tool position, the tool's torque at the tool connection or the suspension weight for the tool; and then transmitting the generated electrical signal through the at least one electrically conductive wire (79) to the surface platform (39).

8. Method according to claim 1, and where step (d) comprises: providing a tool control box (63) which is communicatively connected to the setting tool (53), the tool control box (63) communicating with hydraulic valves that divert pressure from a hydraulic accumulator (65 ) in the setting tool (53); providing an electrical potential through the at least one electrically conductive wire (79) to the tool control box (63); and then diverting stored pressure in the hydraulic accumulator (65) to secure the subsea wellhead components (54) in response to the electrical potential applied to the tool control box (63).

9. Subsea tool system (11, 29, 47) for performing a remote operation in a subsea wellhead (13, 31, 49), the system comprising: a setting tool (17, 35, 53) with at least one electrically driven function for setting fixedly a subsea wellhead component (18, 32, 54) connected to the setting tool (17, 35, 53); a pipe string (19, 37, 55, 67) connected to the setting tool (17, 35, 53), the pipe string (19, 37, 55, 67) having at least one electrically conductive transmission line (79) formed in the pipe wall of the pipe string (19, 37, 55, 67); a control unit (25, 43, 61) placed on a surface platform (21, 39, 57), the control unit (25, 43, 61) being communicatively connected to the transmission line (79) in order to control the electrical potential applied to the transmission the wire (79); and where the transmission line (79) is communicatively connected to the setting tool (17, 35, 53) to transfer an electrical potential between the setting tool (17, 35, 53) and the control unit (25, 43, 61) to drive the electrically driven the function of the setting tool (17, 35, 53) to fix the subsea wellhead component (18, 32, 54).

10. System (47) according to claim 9, and which further comprises: that the setting tool (53) has a hydraulic accumulator (65) for storing hydraulic pressure, the accumulator (65) being communicatively connected to at least one hydraulic function in the setting tool (53 ) to secure the subsea wellhead component (54); and that the setting tool (53) has a tool control box (63) communicatively connected to the hydraulic accumulator (65) and further communicatively connected to the control unit (61) through the at least one transmission line (79); and where the control unit (61) modulates an electrical potential signal sent through the transmission line (79) to the tool control box (63) so that the tool control box (63) activates control valves in the accumulator (65) to divert fluid pressure in the accumulator (65) to the at least one hydraulic function in the setting tool (53) to set the subsea wellhead component (54).

11. System (29) according to claim 9, and where: the setting tool (35) has a battery-powered sensor package (45) connected to the setting tool (35), the sensor package (45) generating an electrical signal in response to at least either the tool position within the wellhead (31), the torque applied at the tool joint or the weight suspended in the tool; while the sensor package (45) is further communicatively connected to the control unit (43) through the transmission line (79); and where the sensor package (45) transmits the electrical signal through the transmission line (79) to the control unit (43), and the control unit (43) presents the electrical signal in a manner that is understandable to an operator located on the platform (39).

12. System According to claim 11, and where the control unit (43) registers and stores the electrical signal.

13. System according to claim 11, and where the transmission line (79) comprises an optical fiber cable.

14. System (11) according to claim 9, and wherein: the setting tool (17) has at least one electric servo motor (27) arranged to drive a tool function for setting the subsea wellhead component (18); wherein the at least one transmission line (79) is connected to the electric servomotor (27); and wherein the control unit (25) regulates the flow of electric potential to the electric servo motor (27) through the transmission line (79) to drive the electric servo motor (27) to secure the subsea wellhead component (18).

15. System (11) according to claim 14, and where: the at least one transmission line (79) comprises a number of transmission lines (79); the at least one electric servo motor (27) comprises a plurality of electric servo motors (27) adapted to drive separate functions of the setting tool (17) for setting the subsea wellhead component (18); wherein each of the at least one transmission line (79) is connected to a separate electric servo motor (27) and is further connected to the control unit (25); and the control unit (25) controls the flow of electric potential to each transmission line (79) and each electric servo motor (27) to secure the subsea wellhead component (18).