NO20150419A1

NO20150419A1 - Circulation of tools for closed well operation

Info

Publication number: NO20150419A1
Application number: NO20150419A
Authority: NO
Inventors: Tor-Øystein Carlsen; Trond Løkka
Original assignee: Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date: 2015-04-09
Filing date: 2015-04-09
Publication date: 2016-10-10
Also published as: US20180094497A1; NO20171762A1; US10385641B2; WO2016162471A1

Description

Oppfinnelsens anvendelsesområde Scope of the invention

Oppfinnelsen omhandler et fluidsirkuleringssytem for bruk i et verktøy som muliggjøre mekaniske- og/eller pumpe operasjoner i undervannsbrønner eller brønnhodemoduler, uten bruk av kabel eller kveilrør opp til rigg, skip eller plattform. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse å utsirkulere et lukket hulrom, som kan inneholde et brønnverktøy lokalisert i brønnvæske miljø, uten atbrønnbarrierer for brønnkontroll er penetrert eller inneholder fluidtilløp til operasjonsfartøyet, slik at lukket utsirkulering gjennomføres uten eksponering eller tilbakeføring av hydrokarboner til fartøyet. Det er også vesentlig at oppfinnelsen unngår å ta med seg høytrykk brønnvæske som hydrokarboner tilbake til operasjonsfartøy slik at en enklere skip kan benyttes til ønsket brønnoperasjon. The invention relates to a fluid circulation system for use in a tool that enables mechanical and/or pumping operations in underwater wells or wellhead modules, without the use of cable or coiled tubing up to the rig, ship or platform. More specifically, the present invention relates to circulating out a closed cavity, which can contain a well tool located in a well fluid environment, without well barriers for well control being penetrated or containing fluid inflow to the operating vessel, so that closed out circulation is carried out without exposure or return of hydrocarbons to the vessel. It is also essential that the invention avoids taking high-pressure well fluid such as hydrocarbons back to the operating vessel so that a simpler ship can be used for the desired well operation.

Bakgrunn Background

Bakgrunnen for oppfinnelsen er petroleumsnæringens behov for kostnadsreduserende undervannsoperasjoner med lik eller høyere sikkerhetsnivå sammenlignet med dagens praksis. Det er allment kjent at det kreves høye investering i både utstyr og operasjonskostnader å bygge ut og drifte et undervannsfelt bestående av gjerne flere brønner med tilhørende ventiltre. En stor del av kostnaden for en slik utbygging har bakgrunn i bore-, ferdigstillelse-, oppstart- og vedlikeholds operasjoner av brønner. Tradisjonelt så har næringen benyttet større bore-rigger med eget bore system til å bore mot reservoar for så å installere undervannsbrønnhode og innvendige foringsrør. Etter dette er installert så blir et ventiltre (brønnhodemodul] satt på brønnhodet for å kunne kontrollere produksjonen etter oppstart. Det har vært vanlig at også dette ventiltreet installeres fra boreriggen. Oppstart av brønnen skjer gjerne med bruk av såkalt workover systemer [overhalings system] som kobles ned på ventiltreet og som gir en mekanisk tilgang fra borerigg til undervannsbrønn og reservoar. Det vil være mulig å kjøre ned innvendig arbeidsverktøy på stålstreng [wireline operasjon] eller mindre arbeidsrør [coiled tubing - typisk 2" rør) ned i brønnen, ved hjelp av et workover system, for å trekke plugger og åpne mot reservoar for produksjon. Et slikt workover system kan også benyttes i vedlikeholds arbeid ned i brønnen for å styre eller optimalisere produksjonen gjennom brønnens levetid. Felles for slike operasjoner og systemer er at de medfører høy kostnad å tilvirke, operere og vedlikeholde. The background for the invention is the petroleum industry's need for cost-reducing underwater operations with an equal or higher level of safety compared to current practice. It is widely known that a high investment in both equipment and operating costs is required to develop and operate an underwater field consisting of several wells with associated valve trees. A large part of the cost of such a development has a background in drilling, completion, start-up and maintenance operations of wells. Traditionally, the industry has used larger drilling rigs with their own drilling system to drill towards the reservoir and then install the underwater wellhead and internal casing pipes. After this has been installed, a valve tree (wellhead module) is placed on the wellhead in order to be able to control production after start-up. It has been common for this valve tree to also be installed from the drilling rig. Start-up of the well usually takes place with the use of so-called workover systems [overhauling systems] such as is connected down to the valve tree and which provides a mechanical access from the drilling rig to the underwater well and reservoir. It will be possible to drive down internal work tools on steel string [wireline operation] or smaller work pipes [coiled tubing - typically 2" pipe) down into the well, using of a workover system, to pull plugs and open to the reservoir for production. Such a workover system can also be used in maintenance work down the well to control or optimize production throughout the life of the well. Common to such operations and systems is that they entail high cost to manufacture, operate and maintain.

Det eksisterer derfor en etterspørsel for løsninger som er nyttig for installasjon og testing av undervanns ventiltrær, samt vedlikehold av brønner uten anvendelse av en borerigg. Denne teknologien eller utstyret skal derfor muliggjøre å flytte slike operasjoner til lettere fartøyer eller skip som det ikke nødvendigvis er krav til å kunne håndtere hydrokarboner opp til fartøyets dekk. Det vil også være hensiktsmessig å la boreriggen utføre den operasjon som den er optimalisert for - nettopp å bore brønnen og installere forings- og produksjonsrør. Dette vil medføre mer effektiv utnyttelse av boreriggen da den slipper å skifte mellom type stigerørsystem som er i bruk. Logistikken ombord på riggen vil også bli enklere dersom ventiltreet ikke blir tatt ombord, da dette krever både plass og håndtering av store vekter [typisk 30-50 tonn). Den tunge vekten og størrelsen til et workover system er også vesentlig da et slikt system medfører mange containere på dekk, samt store tromler med navlestrenger. There is therefore a demand for solutions that are useful for the installation and testing of underwater valve trees, as well as the maintenance of wells without the use of a drilling rig. This technology or equipment should therefore make it possible to move such operations to lighter vessels or ships that are not necessarily required to be able to handle hydrocarbons up to the vessel's deck. It would also be appropriate to let the drilling rig carry out the operation for which it is optimized - precisely to drill the well and install casing and production pipes. This will result in more efficient utilization of the drilling rig as it does not have to switch between the type of riser system in use. The logistics on board the rig will also be easier if the valve tree is not taken on board, as this requires both space and the handling of large weights [typically 30-50 tonnes). The heavy weight and size of a workover system is also significant as such a system entails many containers on deck, as well as large drums with umbilical cords.

Det vil være ønskelig å introdusere ny teknologi som både reduserer operasjonskostnader, som har mindre vekt og størrelse og som ikke eksponerer personell for brønntrykkpåkjent utstyr. Dette vil gi reduserte krav til løfte og håndteringsutstyr om bord på fartøyet, samt forbedret HMS. En hovedgrunn til den store vekten for bore- og workover systemer er kravet om å kutte bore- eller arbeidsstrengen som penetrerer barrierekonvolutter etter behov. Et eksempel på et dette vil være ved tap av brønnkontroll slik at hovedsikkerhetsventiler må aktiveres og stenge inn eller isolere brønnen fra omgivelsene. Slike sikkerhetsventiler er gjerne kjent som elementer i en Blow Out Preventer (BOP) eller en Lower Riser Package (LRP). Vekten på en BOP kan gjerne være fra 200tonn til 500tonn, mens en LRP har en typisk vekt fra 30 tonn til 50 tonn. Oppfinnelsen som foreligger har til hensikt å utsirkulere et hovedløp i et installasjons- og intervensjonsverktøy hvor barrierekonvolutter ikke er penetrert slik at krav til kuttefunksjonalitet kan unngås. Dette vil igjen medføre vesentlig lettere utstyr for å opprettholde brønnkontroll. Et annet ønskelig formål er å unngå at brønnen åpnes eller løftes opp til fartøyet. Dette inkluderer også å unngå potensielle direkte eller indirekte lekkasjeveier gjennom tilkoblede slanger og rør (navlestrenger). Essensielt er det at verktøyet ikke inneholder trykksatt hydrokarboner når det står på fartøyet - før og etter brønnoperasjon slik at det stilles mindre krav til å håndtering av dette ombord. It would be desirable to introduce new technology which both reduces operating costs, which has less weight and size and which does not expose personnel to equipment subject to well pressure. This will result in reduced requirements for lifting and handling equipment on board the vessel, as well as improved HSE. A main reason for the large weight of drill and workover systems is the requirement to cut the drill or work string that penetrates barrier envelopes as needed. An example of this would be in the event of loss of well control so that main safety valves must be activated and shut in or isolate the well from the surroundings. Such safety valves are often known as elements of a Blow Out Preventer (BOP) or a Lower Riser Package (LRP). The weight of a BOP can easily be from 200 tonnes to 500 tonnes, while an LRP has a typical weight of 30 tonnes to 50 tonnes. The present invention intends to circulate a main barrel in an installation and intervention tool where barrier envelopes are not penetrated so that requirements for cutting functionality can be avoided. This in turn will entail significantly lighter equipment to maintain well control. Another desirable purpose is to avoid the well being opened or lifted up to the vessel. This also includes avoiding potential direct or indirect leakage paths through connected hoses and pipes (umbilical cords). It is essential that the tool does not contain pressurized hydrocarbons when it is on the vessel - before and after well operation, so that there are fewer requirements for handling this on board.

Alternative systemer for utsirkulering har vært foreslått og nærmeste kjent teknikk er beskrevet i patentpublikasjonene NO330819, N0309439, WO2011/039514, US og 2011/0192610. Felles for disse løsningene er de vil potensielt kunne eksponere operasjonsfartøyet for hydrokarboner - enten direkte ved å ta med seg fylte tanker eller indirekte via lekkasje gjennom tilkoblede navlestrenger eller rør. Anvedelsen krever også at de foreslåtte systemene opereres sammen med en brønnkontroll pakke (lower riser package / well control package) da kjent teknikk omtaler bruk i sammenheng med en undervannslubrikator hvor det penetreres en verktøystreng (wire) gjennom en trykk-styrings hode (pakkboks og grease-injektor hode). Dette medfører å inkludere en stenge- og kutteventil på undersiden av trykk-styrings hodet som følge av penetrasjonen. Alternative systems for circulation have been proposed and the closest known technique is described in the patent publications NO330819, N0309439, WO2011/039514, US and 2011/0192610. What these solutions have in common is that they will potentially be able to expose the operational vessel to hydrocarbons - either directly by taking filled tanks with them or indirectly via leakage through connected umbilical cords or pipes. The application also requires that the proposed systems be operated together with a well control package (lower riser package / well control package) as known technology refers to use in connection with an underwater lubricator where a tool string (wire) is penetrated through a pressure control head (packing box and grease -injector head). This entails including a shut-off and cut-off valve on the underside of the pressure control head as a result of the penetration.

Detaljert beskrivelse: Detailed description:

Oppfinnelsen har til hensikt å muliggjøre lukket brønnoperasjon. Med lukket brønnoperasjon menes aktiviteter ned i en undervannsbrønn uten bruk av kabel eller kveilrør som penetrerer brønn barrierer, eller bruk av stigerør fra brønn til fartøy. En brønnkontroll pakke som inneholder kutte- og tetteelementer i hovedløpene vil derfor være overflødig, ettersom brønnens trykksatte hydrokarboner er allerede kapslet og isolert fra omgivelsene med verktøyet, brønnhode modul og eventuelle dypere satt plugger/ventiler i brønn. Utgangspunktet etter endt boreoperasjon vil alltid være en brønn som er isolert med to barriere konvolutter - det vil si at reservoaret må overkomme minimum to tetningselementer i alle retninger mot omgivelsene. Dette refereres normalt som primær- og sekundær barrieren, hvor primær barrieren er alle nærmeste tetningselementer mot brønntrykk, mens sekundær barrieren er en konvolutt av alle neste utenforliggende tetningselementer. Det skilles videre mellom vertikale og horisontale ferdigstillelse (komplettering) av brønnen for produksjonsoppstart. Vertikal ferdigstillelse vil innebære et Vertikalt Xmas Tree (VXT) hvor produksjonsrør er hengt av i brønnhodet før VXT installeres. Horisontal ferdigstillelse vil derimot innebære at et Horisontalt Xmas Tree (HXT) hvor produksjonsrør er hengt av i selve HXT. Dette medfører at HXT installeres på brønnhodet før produksjonsrør settes ned. Begge typer ferdigstillelse vil medfør å operere og systematisk flytte kontrollerte barriereelementer på en slik måte at brønnen og reservoaret kan starte produksjon uten utslipp av hydrokarboner til omgivelsene. Dette gjelder for hele levetiden til en brønn fra bore- operasjoner, ferdigstillelse og produksjon oppstart, til produksjon, vedlikehold (intervensjon) og tilslutt permanent nedstenging (såkalt Plugg and Abandonment - The invention is intended to enable closed well operation. By closed well operation is meant activities down an underwater well without the use of cable or coiled tubing that penetrates well barriers, or the use of risers from the well to the vessel. A well control package containing cutting and sealing elements in the main runs will therefore be redundant, as the well's pressurized hydrocarbons are already encapsulated and isolated from the surroundings with the tool, wellhead module and any deeper plugs/valves in the well. The starting point after the end of the drilling operation will always be a well that is isolated with two barrier envelopes - that is, the reservoir must overcome at least two sealing elements in all directions towards the surroundings. This is normally referred to as the primary and secondary barrier, where the primary barrier is all the nearest sealing elements against well pressure, while the secondary barrier is an envelope of all the next outer sealing elements. A further distinction is made between vertical and horizontal completion (completion) of the well for production start-up. Vertical completion will involve a Vertical Xmas Tree (VXT) where production tubing is suspended in the wellhead before the VXT is installed. Horizontal completion, on the other hand, will involve a Horizontal Xmas Tree (HXT) where production pipes are suspended in the HXT itself. This means that HXT is installed on the wellhead before production pipes are laid down. Both types of completion will entail operating and systematically moving controlled barrier elements in such a way that the well and reservoir can start production without releasing hydrocarbons to the environment. This applies to the entire lifetime of a well from drilling operations, completion and production start-up, to production, maintenance (intervention) and finally permanent shutdown (so-called Plug and Abandonment -

P&A). ON).

Som beskrevet over så vil en vertikal ferdigstillelse med VXT medføre at brønnen er isolert med to barrierer før selve VXT installeres. Eksempelvis så kan dette være gjort med mekaniske plugger eller ventiler i selve produksjonsrøret Det nevnte verktøy kan eksempelvis benyttes til installasjon av et VXT med påfølgende operering eller trekking av en plugg som sitter høyt i produksjonsrøret. Det vil ikke være uventet at det kan stå trykkstattbrønnfluid (hydrokarboner) under pluggen, slik at dette vil kunne komme opp gjennom VXT og videre opp i verktøyets hovedløp. En frakobling av verktøyet fra brønnhodemodulen kan derfor medføre at denne fluid (gass eller væske) vil slippes til omgivelsene, med mindre dette fjernes før frakobling. As described above, a vertical completion with VXT will mean that the well is isolated with two barriers before the VXT itself is installed. For example, this can be done with mechanical plugs or valves in the production pipe itself. The aforementioned tool can, for example, be used to install a VXT with subsequent operation or pulling of a plug that sits high in the production pipe. It will not be unexpected that there may be pressure switch well fluid (hydrocarbons) under the plug, so that this will be able to come up through the VXT and further up into the main run of the tool. Disconnecting the tool from the wellhead module can therefore result in this fluid (gas or liquid) being released into the environment, unless this is removed before disconnection.

Figur 1 viser en prinsipiell skisse av oppfinnelsen hvor hensikten er å sirkulere ut potensielle hydrokarboner i hovedløpet (15) til verktøyet (1). Figuren viser et VXT (10) med typisk inngående ventiler i produksjonsløp og annulus-/service løp for kontroll av brønnens første ring-rom (A-annulus). Et mekanisk adapter (11) er vist som normalt benyttes for å kunne tilpasse verktøyet til ulike tilkoblingsgeometrier for ulike XT, men i hovedsak er en forlengelse av det vertikale hovedløp og annulus til XT. Utsirkuleringen er basert på at verktøyet har med seg et reservoar (19) som inneholder typisk et hydrat inhiberende middel som mono-etylene glykol (MEG), metanol eller hensiktsmessige blanding med vann. Reservoaret et videre trykk-kompensert mot omgivelses trykket som er den hydrostatiske væskesøylen til sjøvannsdybden. En kjent membran kan med fordel benyttes i denne sammenheng. Væsken i reservoaret pumpes så inn i hovedløpet (15) med en lokal pumpe-enhet (2) gjennom et innløp (3). Innløpet vil være utrustet med ventiler (4) som kan være isolasjonsventiler eller retningsventiler som hindrer tilbakestrøm fra hovedløpet mot pumpen og reservoaret. Det er heller ikke unormalt at pumpen kan være utrustet med slike tilbakeslagsventiler. Pumpen kan drives elektrisk eller med hydraulisk tilførsel (17) fra en ROV koblet via en såkalt "hotstab" (13). Denne hotstab har normal flere separate hydrauliske linjer hvor en kan forsyne reservoaret via et separat løp (16) ved behov. Hotstab kan også gi direkte hydrat inhiberende væske til hovedløpet til verktøyet med dedikert linje (18) dersom pumpen (2) eller reservoar Figure 1 shows a principle sketch of the invention where the purpose is to circulate out potential hydrocarbons in the main barrel (15) of the tool (1). The figure shows a VXT (10) with typical inlet valves in production run and annulus/service run for control of the well's first annulus (A-annulus). A mechanical adapter (11) is shown which is normally used to be able to adapt the tool to different connection geometries for different XTs, but is essentially an extension of the vertical main barrel and annulus of the XT. The circulation is based on the tool carrying a reservoir (19) which typically contains a hydrate inhibiting agent such as mono-ethylene glycol (MEG), methanol or an appropriate mixture with water. The reservoir is further pressure-compensated against the ambient pressure, which is the hydrostatic liquid column to the seawater depth. A known membrane can advantageously be used in this context. The liquid in the reservoir is then pumped into the main run (15) with a local pump unit (2) through an inlet (3). The inlet will be equipped with valves (4) which can be isolation valves or directional valves that prevent backflow from the main run towards the pump and reservoir. It is also not unusual for the pump to be equipped with such non-return valves. The pump can be operated electrically or with hydraulic supply (17) from an ROV connected via a so-called "hotstab" (13). This hotstab normally has several separate hydraulic lines where you can supply the reservoir via a separate barrel (16) if necessary. Hotstab can also provide direct hydrate inhibiting fluid to the mainline of the tool with a dedicated line (18) if the pump (2) or reservoir

(19) skulle tape funksjon. I normal operasjon så vil væsken komme fra pumpen og reservoaret og fortrenge volumet i hovedløpet (15) slik at ettrykk oppstår om ikke et eller flere utløp (5a og 6a) er tilført. Verktøyet har derfor en utløpslinje (7) som leder den pumpede væsken fra hovedløpet ned i brønnhodemodulens- eller brønnhodets kanaler. Utløpene kan også være utrustet med isolasjonsventiler (5, 6 og 8) eller tilbakeslagsventiler slik at den utsirkulerte væsken kan kontrolleres i.e. unngå tilbakeslag av hydrokarboner fra brønn eller brønnhodemodul. Etter endt pumpe (19) should lose function. In normal operation, the liquid will come from the pump and the reservoir and displace the volume in the main pipe (15) so that a pressure occurs if one or more outlets (5a and 6a) are not supplied. The tool therefore has an outlet line (7) which leads the pumped liquid from the main run down into the channels of the wellhead module or the wellhead. The outlets can also be equipped with isolation valves (5, 6 and 8) or non-return valves so that the circulated liquid can be controlled i.e. avoid rebound of hydrocarbons from well or wellhead module. After finishing pumping

operasjon så vil verktøyets hovedløp være fylt med miljøvennlig fluid som kan slippes til omgivelsene når frakobling skjer mellom verktøy og brønnhodemodul. Det vil ikke være krav til at fartøyet skal nå håndtere hydrokarboner da disse er pumpet tilbake til brønn. operation, the tool's main run will be filled with environmentally friendly fluid that can be released into the environment when disconnection occurs between the tool and the wellhead module. There will be no requirement for the vessel to now handle hydrocarbons as these have been pumped back to the well.

Verktøy som vist i figur 1 benyttes i lukket brønnoperasjon hvor operasjonen skjer gjennom et sideutløp (9) hvor en for eksempel en trykksatt vinsj kan operere et innvendig brønnverktøy for å trekke en plugg (ikke vist på figur). Dersom denne primær metoden skulle mot formodning mislykkes så kan et tradisjonelt intervensjonssystem kobles til på toppen av verktøyet, hvor verktøyets trykk-hette løftes av og en innvendig ventil åpnes (20) for tilgang til hovedløpet (15). Tools as shown in Figure 1 are used in closed well operations where the operation takes place through a side outlet (9) where, for example, a pressurized winch can operate an internal well tool to pull a plug (not shown in figure). If this primary method were to fail, a traditional intervention system can be connected to the top of the tool, where the tool's pressure cap is lifted off and an internal valve is opened (20) to access the main barrel (15).

Den nevnte pumpe (2) kan utover sin primære funksjon for utsirkulering av hovedløp benyttes til trykktesting av ønskede barriere elementer som ventiler og tetninger i verktøyet, brønnhodemodul, brønnhodet, brønn eller tilkoblede enheter. Figuren viser en linje (12) for trykktesting avtetningselement mellom adapter (11) og brønnhode modul (10), men trykket kan gjerne komme via innløpet (3) til hovedløpet. Det er også kjent at et slikt trykk kan benyttes til å operere barriereelementer ved å sykle trykket opp og ned i hoved- eller ring-roms boret. Barriereelementet kan for eksempel være en glassplugg som knuses ved å holde trykket over tid eller sykle det opp og ned i et bestemt mønster. The aforementioned pump (2) can, in addition to its primary function of circulating out the main run, be used for pressure testing of desired barrier elements such as valves and seals in the tool, wellhead module, the wellhead, well or connected units. The figure shows a line (12) for pressure testing the sealing element between adapter (11) and wellhead module (10), but the pressure can easily come via the inlet (3) to the main barrel. It is also known that such a pressure can be used to operate barrier elements by cycling the pressure up and down in the main or ring chamber drill. The barrier element can, for example, be a glass plug that is broken by maintaining pressure over time or cycling it up and down in a specific pattern.

Claims

1. A tool for closed operation of underwater wells or associated well holding modules, without penetration of well barriers and associated cutting functions, includes a system for circulating out a first fluid in the tool's main run is characterized in that the tool's circulating out system includes: - a container containing a second fluid, - a pump for displacing the first fluid with the second fluid, an upper diverter valve at the top of the tool with full mechanical access to the main drilled in the open position or an end cap. - an inlet at the bottom of the tool's main run where the second fluid is pumped in, - one or more outlets under the awiks valve at the top of the tool's main run where the first fluid is displaced, a fluid path that extends from the outlet down to the wellhead module or the wellhead's channels where the first fluid is led and pumped in

2. The system according to claim 1 is characterized by the fact that well barriers for well control are not penetrated or contain fluid inflows to the operating vessel so that closed circulation is carried out without exposure or return of hydrocarbons to the vessel

3. The system according to claims 1 and 2 is characterized in that the container contains a second fluid, of which this can be a hydrate inhibiting agent and can be pressure-compensated against the surroundings.

4. The system according to requirements 1 and 2 is characterized by the fact that the pump can be powered and operated from the ROV or other separate electric umbilical cord from the operating vessel.

5. The system according to claims 1 and 2 is characterized by the fact that the inlet at the bottom of the tool's main barrel can be provided with one or more isolation valves, one-way valves or a combination thereof.

6. The system according to claims 1 and 2 is characterized in that the outlet or outlets at the top of the tool's main barrel can be equipped with one or more isolation valves, one-way valves or a combination thereof.

7. The system according to claims 1 and 2 is characterized by the fact that the fluid flow from the outlet down to the channels of the wellhead module is significantly smaller than the main flow of the tool so that the speed of the flowing liquid is higher than the rising speed of gas bubbles, and may be equipped with one or more isolation valves , one-way valves or a combination of these.

8. The system according to claims 1-6 is characterized in that the pump with fluid supply from a container with the other fluid can also be used to pressure test or operate well barrier elements within the tool, the wellhead module or the wellhead

9. Procedure when using the system according to claims 1-7 to install a wellhead module is characterized by the following steps: - the tool which contains a system for circulating out a first fluid in the main run of the tool can install a wellhead module on wire from a drilling rig or a ship - the wellhead module lands on the wellhead, function and barrier are tested a pre-set barrier element at the top of the wellhead is pulled or opened with the tool so that possible well fluid rises in the main run of the wellhead module and the tool - the well holding module's valves are closed and tested from the tool - the well fluid in the main run of the tool is circulated using the system described in requirements 1-7 - the tool is disconnected from the wellhead module and withdrawn to the drilling rig or ship

10. Procedure when using the system according to claims 1-7 to pull a wellhead module is characterized by the following steps: - the tool which contains a system for circulating out a first fluid in the main barrel of the tool can be installed on wire from a drilling rig or a ship - the tool lands on the wellhead module, functional and barrier tests are performed, a barrier element is placed at the top of the wellhead and pressure is tested using the tool's pump and container - the wellhead module's valves in the main pipe are closed - the well fluid in the main pipe of the tool is circulated out using the system described in requirements 1-7 - the wellhead module is disconnected from the wellhead and pulled back on a wire to the drilling rig or ship