NO324260B1

NO324260B1 - System and method for pulling a plug in an underwater production manifold.

Info

Publication number: NO324260B1
Application number: NO20050302A
Authority: NO
Inventors: Harald Møksvold
Original assignee: Ocean Riser Systems As
Priority date: 2005-01-19
Filing date: 2005-01-19
Publication date: 2007-09-17
Also published as: NO20050302L

Description

Metode og anordning for å trekke plugger i produksjonstrær på havbunnen. Method and device for pulling plugs in production trees on the seabed.

Bakgrunn: Background:

I havbunnsbrønner som er kompletterte med såkalte horisontale juletrær, er det installert plugger på innsiden av den øvre delen av produksjonsrørets avhengingselement. Disse pluggene er installert ved hjelp av en vaierline / kabel samt vaierlineverktøy i kompletteringsfasen av operasjonen. Pluggene danner trykkbarrierer mellom sjøen og brønnens hovedproduksjonsrør. Før brønnens indre løp kan bli tilgjengelig for verktøy eller pumpeoperasjoner ved brønnintervensjon, eller andre operasjoner utført med verktøy inne i produksjonsrøret må disse pluggene først fjernes. Når disse pluggene fjernes må man ha trykk-kontroll og trykkbarrierer for å kunne utføre en sikker intervensjon.. Nåværende metoder krever utstyr for trykk-kontroll for kabeloperasjon slik som Lett Intervensjon System (LIS) eller en komplett høytrykks-(HP) kompletteringsriser inne i det marine borestigerøret samt havbunnsplassert utblåsningsventil (drilling BOP), hvor høytrykks-riseren er tilkoblet til boreriggens krok-kompensatorsystem og utstyr for trykksatte kabeloperasjoner (Wireline BOP) er installert på toppen av HP-kompletteringsrisem. Nåværende metoder for trekking av plugger med det nødvendige utstyr har vist seg å være tidkrevende og kostbare på grunn av mobiliseringen av mannskap og utstyr, forberedelser på riggen og den nødvendige riggtiden benyttet ved installasjon samt testing og kjøring av slike systemer. Oppfinnelsen vedrører en ny fremgangsmåte og apparat for å redusere kostnaden og kompleksiteten når plugger må trekkes. In subsea wells that are supplemented with so-called horizontal Christmas trees, plugs are installed on the inside of the upper part of the production pipe's suspension element. These plugs are installed using a wireline / cable as well as wireline tools in the completion phase of the operation. The plugs form pressure barriers between the sea and the well's main production pipe. Before the inner course of the well can become accessible for tools or pumping operations during well intervention, or other operations carried out with tools inside the production pipe, these plugs must first be removed. When these plugs are removed one must have pressure control and pressure barriers to be able to perform a safe intervention. Current methods require equipment for pressure control for cable operation such as the Light Intervention System (LIS) or a complete high pressure (HP) completion riser inside the the marine drilling riser as well as the drilling BOP, where the high-pressure riser is connected to the drilling rig's hook compensator system and equipment for pressurized cable operations (Wireline BOP) is installed on top of the HP completion riser. Current methods for pulling plugs with the necessary equipment have proven to be time-consuming and expensive due to the mobilization of crew and equipment, preparations on the rig and the necessary rig time used for installation as well as testing and running such systems. The invention relates to a new method and apparatus for reducing cost and complexity when plugs have to be pulled.

Beskrivelse av dagens metoder for å trekke plugger Description of current methods for pulling plugs

Det finnes etablerte system og fremgangsmåter for å trekke plugger og drepe brønner som allerede er i bruk. Disse fremgangsmåtene kjennetegnes ved at det må etableres høytrykkskommunikasjon mellom en samling ventiler anordnet på toppen av produksjonsmanifolden (juletreet) ved havbunnen og en andre smaling ventiler på overflaten. En høytrykksriser må anordnes mellom ventilsamlingene slik at trykk-kommunikasjonen er opprettholdt. Denne typen utstyr er nødvendig for å håndtere trykk ved underbalanserte operasjoner hovedsaklig i brønner. Systemene slik de fungerer idag er tungvinte og kostbare å installere å bruke, særlig for relativt korte og begrensede operasjoner som det er å trekke plugger i brønner. Man kan definere slikt utstyr som landestreng og lett intervensjonsutstyr og utstyret etableres inne i et borestigerør og på den havbunnsplasserte utblåsningsventil (BOP). En annen fremgangsmåte er å senke ned et såkalt Lett Intervensjons System (eng: Light intervention system (LIS)), hvor systemet er forsynt med ventiler og utblåsningsventiler, og hvor et høytrykkstigerør er anordnet på systemet slik at trykkintegritet etableres fra overflaten og ned til brønnen. There are established systems and procedures for pulling plugs and killing wells that are already in use. These methods are characterized by the fact that high-pressure communication must be established between a collection of valves arranged on top of the production manifold (the Christmas tree) at the seabed and a second narrowing of valves on the surface. A high-pressure riser must be arranged between the valve assemblies so that pressure communication is maintained. This type of equipment is necessary to handle pressure in underbalanced operations, mainly in wells. The systems as they work today are cumbersome and expensive to install and use, especially for relatively short and limited operations such as pulling plugs in wells. Such equipment can be defined as landline and light intervention equipment and the equipment is established inside a drill riser and on the blowout valve (BOP) located on the seabed. Another method is to lower a so-called Light Intervention System (eng: Light intervention system (LIS)), where the system is equipped with valves and blow-out valves, and where a high-pressure riser is arranged on the system so that pressure integrity is established from the surface down to the well .

US6719059 beskriver en fremgangsmåte og en anordning for installering og opptrekking av en plugg i en dypvannsbrønn. US6719059 describes a method and a device for installing and withdrawing a plug in a deep water well.

Systemene som benyttes fordrer imidlertid flere dager på å installeres, og er dermed svært tidkrevende og kostbare i bruk. However, the systems used require several days to install, and are thus very time-consuming and expensive to use.

Kort sammendrag av oppfinnelsen Brief summary of the invention

Den foreliggende oppfinnelse søker å løse de ovennevnte problemer i den kjente teknikk og omfatter en fremgangsmåte for trekking av en plugg i rørhenget på en horisontal produksjonsmanifold med en rørlengde, hvor verktøyet er anordnet inne i en utblåsningssikring for boring (BOP), hvor en omsluttingsventil i den samme utblåsingssikring for boring omsluttes rundt verktøyet, hvor en trykktest utføres på brønnen nedenfor verktøyet og den lukkede omslutningsventil, hvor den indre stempelstang av verktøyet er senket ned for å samvirke med og frigjøre pluggen uten å bevege det ytre stempelhuset i forhold til omsluttingsventilen på den havbunnsplasserte utblåsningssikring, trekking av pluggen fri fra sitt sete og dermed oppnå en væskekommunikasjonsbane fra riggen gjennom rørlengden og verktøyet inn til utblåsningssikring for boring (BOP) under den stengte omslutningsventilen videre gjennom senter av produksjonsrørhengeren inn i produksjonsrøret til brønnen. The present invention seeks to solve the above-mentioned problems in the prior art and includes a method for pulling a plug in the pipe hanger on a horizontal production manifold with a length of pipe, where the tool is arranged inside a blowout preventer for drilling (BOP), where a shut-off valve in the same blowout preventer for drilling is wrapped around the tool, where a pressure test is performed on the well below the tool and the closed shut-in valve, where the inner piston rod of the tool is lowered to engage and release the plug without moving the outer piston housing relative to the shut-in valve on the seabed-placed blowout preventer, pulling the plug free from its seat and thus achieving a fluid communication path from the rig through the length of tubing and the tool into the blowout preventer for drilling (BOP) under the closed shut-off valve further through the center of the production pipe hanger into the production pipe of the well.

Figuriiste Figurist

De vedlagte figurer er kun illustrative, og skal på ingen måte kunne tolkes begrensende for oppfinnelsen, som kun skal være begrenset av de vedlagte krav. The attached figures are only illustrative, and should in no way be interpreted as limiting the invention, which should only be limited by the attached claims.

Fig. 1 viser en generell oversikt over konseptet som beskrevet i den foreliggende oppfinnelsen, omfattende et havbunnsplassert horisontalt såkalt juletre (1) tilkoblet til en rigg (12) vha et stigerør (11). På toppen av juletreet er anordnet en subsea BOP (10) omfattende et antall omslutnings/stengeventiler (13). Fra riggen løper et rør (15), hvor nær rørets (15) nedre ende er anordnet en innvendig stempelstang (22). Ved rørets nedre ende er videre utvendig anordnet et utvendig sylinderhus (20) og en såkalt smultring (21). Videre er anordnet på stempelstangens nedre ende et gripe- og frigjøringsverktøy (16) for en plugg (17) i brønnen. Videre kan sees drepe- og strupelinjer (18) og (19) sees anordnet fra riggen (12). Fig. 1 shows a general overview of the concept as described in the present invention, comprising a seabed horizontally placed so-called Christmas tree (1) connected to a rig (12) by means of a riser (11). On top of the Christmas tree, a subsea BOP (10) comprising a number of shut-off valves (13) is arranged. A pipe (15) runs from the rig, where an internal piston rod (22) is arranged near the lower end of the pipe (15). At the lower end of the tube, an external cylinder housing (20) and a so-called donut (21) are also arranged on the outside. Furthermore, a gripping and releasing tool (16) for a plug (17) in the well is arranged on the piston rod's lower end. Furthermore, kill and choke lines (18) and (19) can be seen arranged from the rig (12).

Fig. 2 viser en skjematisk fremstilling av pluggtrekking hvor kan sees verktøyet (16), pluggen (17) og omsultningsventilen (13). Fig. 3 viser en detaljert beskrivelse av verktøyet (16) omfattende stempelstangen (22), første forseglingselementer (23), sirkulasjonsporter (25), glidehylse (26) en første og en andre forseglingssone (28,29). Fig. 2 shows a schematic representation of plug pulling where the tool (16), the plug (17) and the shut-off valve (13) can be seen. Fig. 3 shows a detailed description of the tool (16) comprising the piston rod (22), first sealing elements (23), circulation ports (25), sliding sleeve (26) a first and a second sealing zone (28,29).

En beskrivelse av en foretrukket utførelse av den nye metoden og utstyret for å trekke plugger. A description of a preferred embodiment of the new method and equipment for pulling plugs.

Metoden og apparatet er basert på bruk av en nedre utblåsningsventil (BOP stack) (10) for boring og et standard lavtrykks marint stigerør (11) som er koblet til boreriggen (12). Utblåsningsventilen (10) skal danne hovedbarrieren som benyttes i denne operasjonen. Det nye utstyret omfatter et konsentrisk rør, med et utvendig sylinderhus (20) som er konstruert slik at en omsluttningsventil (rørventil) (13) i den nedre utblåsningsventilen The method and apparatus is based on the use of a bottom blowout valve (BOP stack) (10) for drilling and a standard low pressure marine riser (11) which is connected to the drilling rig (12). The exhaust valve (10) will form the main barrier used in this operation. The new equipment comprises a concentric pipe, with an external cylinder housing (20) which is constructed so that a shut-off valve (pipe valve) (13) in the lower exhaust valve

(10) kan bli stengt om denne. I den nedre delen av sylinderhuset (20) er det integrert en såkalt "smultring" (21) med en utvendig diameter som er større enn diameteren på selve sylinderhuset (20). Denne smultringen er innrettet til å forhindre at sylinderhuset (20) blir presset opp ved trykkpåsetting i brønnen under den stengte omsluttingsventilen (13) og videre innrettet til å sentrere verktøyet i den nedre utblåsningsventilen (BOP). I det ytre huset er det en stempelstang (22) som trenger gjennom en trykktett sammenstilling med pakninger (23) fig(3), igjennom hvor stangen (22) kan gli og likevel fremdeles ha en trykktett barriere mellom stangens (22) ytre diameter og sylinderhusets indre diameter. Den innvendige stangen (22) er tilkoblet rør (15) som løper tilbake til riggen (12) i den øvre enden og kan føres opp og ned mens det ytre sylinderhuset (20) holdes på plass ved hjelp av omslutningsventilen (13) i utblåsningsventilen (10) (13). Den nedre enden av stempelstangen (22) er koplet til et gripe- og frigjørings verktøy (16) for å trekke og sette plugger (17) i produksjonsrørets avhengingselement. Den øvre enden av stempelstangen (22) er koplet til borerør eller lignende rør (15) som kan benyttes til å transportere utstyret ned til den nedre utblåsningsventilen (10) og tilbake til overflaten. (10) can be closed about this. In the lower part of the cylinder housing (20), a so-called "donut ring" (21) is integrated with an external diameter that is larger than the diameter of the cylinder housing (20) itself. This donut is designed to prevent the cylinder housing (20) from being pushed up by pressurizing the well below the closed shut-off valve (13) and further designed to center the tool in the lower blowout valve (BOP). In the outer housing there is a piston rod (22) which penetrates a pressure-tight assembly with gaskets (23) fig(3), through which the rod (22) can slide and yet still have a pressure-tight barrier between the outer diameter of the rod (22) and cylinder housing inner diameter. The inner rod (22) is connected to a tube (15) which runs back to the rig (12) at the upper end and can be moved up and down while the outer cylinder housing (20) is held in place by the bypass valve (13) in the exhaust valve ( 10) (13). The lower end of the piston rod (22) is connected to a gripping and releasing tool (16) for pulling and setting plugs (17) in the production pipe hanger. The upper end of the piston rod (22) is connected to drill pipe or similar pipe (15) which can be used to transport the equipment down to the lower blowout valve (10) and back to the surface.

Bruk av det nye apparatet. Use of the new device.

Apparatet er koplet til bunnen av borerøret og et gripe- eller frigjøringsverktøy (16) for pluggen (17) er koplet til den nederste delen av verktøyets indre stang. Vertøyet (16) blir ført inn i den nedre utblåsningsventilen (10) på havbunnen ved hjelp av rør eller rørlengder som skrus sammen og senkes ned i det marine borestigerøret (11). På korrekt dybde, vil en av røromslutnirigsventilene (13) i den nedre utblåsningsventilen (10) bli stengt mot den ytre sylinderhuset (20) med lavt omslutningstrykk. Mens omslutningsventilen (13) stenges rundt sylinderhuset (20) blir røret hevet (15) inntil den trykktette smultring har blitt dratt opp til sin korrekte posisjon rett under den stengte røromslutningsventilen. Når riktig posisjon er nådd vil stengetykket på omslutningsventil bli øket til normalt operasjonstrykk for å holde sylinderhuset (20) i posisjon. Dette gjøres for å forhindre hindre senere bevegelse av røret (15) med verktøyet (16) når det påsettes trykk under apparatet. The apparatus is connected to the bottom of the drill pipe and a gripping or release tool (16) for the plug (17) is connected to the lower part of the inner rod of the tool. The tool (16) is led into the lower blowout valve (10) on the seabed by means of pipes or lengths of pipe which are screwed together and lowered into the marine drill riser (11). At the correct depth, one of the pipe shut-off valves (13) in the lower exhaust valve (10) will be closed against the outer cylinder housing (20) with low enclosure pressure. While the bypass valve (13) is being closed around the cylinder housing (20), the tube is raised (15) until the pressure-tight donut has been pulled up to its correct position just below the closed tube bypass valve. When the correct position is reached, the closing thickness of the bypass valve will be increased to normal operating pressure to keep the cylinder housing (20) in position. This is done to prevent subsequent movement of the tube (15) with the tool (16) when pressure is applied under the device.

Gripe- eller frigjøringsverktøy (16) plugger vil så bli trykktestet fra undersiden ved å påføre trykk igjennom drepelinjen (18) til utblåsningsventilen (BOP) og / eller gjennom sentrum av borerøret/røret. En trykktest gjennomføres for å verifisere at en trykkbarriere kan etableres både på utsiden av apparatet under den stengte røromslutningsventilen samt internt i verktøyet. Grab or release tool (16) plugs will then be pressure tested from the underside by applying pressure through the kill line (18) to the blowout valve (BOP) and/or through the center of the drill pipe/tubing. A pressure test is carried out to verify that a pressure barrier can be established both on the outside of the device under the closed pipe bypass valve as well as internally in the tool.

Røret (15) og den innvendige stempelstangen (22) vil så bli senket gjennom det trykktette sylinderhuset (20) som er holdt på plass av omslutningsventilen (13) i utblåsningsventilen (10). Gripe- og utløsningsmekanisme som er påsatt på nedre ende av apparatet kan nå senkes ned slik at den lander på fiskenakken til selve pluggen (17). Utløsningsmekanismen aktiveres med hydraulisk trykk gjennom borerøret som løser pluggen (17) fra sitt festepunkt når boret begynner å pumpe. Pluggen (17) kan deretter trekkes ut fra sitt sete ved å trekke opp på borerøret (11) og slik løfte pluggen (17) fra sitt sete. The tube (15) and the internal piston rod (22) will then be lowered through the pressure-tight cylinder housing (20) which is held in place by the bypass valve (13) in the exhaust valve (10). The gripping and release mechanism which is attached to the lower end of the device can now be lowered so that it lands on the fish neck of the plug itself (17). The release mechanism is activated by hydraulic pressure through the drill pipe, which releases the plug (17) from its attachment point when the drill starts pumping. The plug (17) can then be pulled out of its seat by pulling up on the drill pipe (11) and thus lifting the plug (17) from its seat.

På dette stadiet er brønnen åpen til overflaten gjennom borerøret (11) og om nødvendig gjennom drepe- eller strupelinje (18,19) på utblåsningsventilen, gjennom rørhenget og inn i brønnen. Ved å pumpe gjennom borerøret (11) og / eller drepe- eller strupelinjen (18) (19) og inn i brønnen, gjennom produksjonsrøret i produksjonsmanifolden (1) kan brønnen nå drepes med tilstrekkelig tunge væsker som kan overvinne det maksimale hydrauliske trykket i brønnen i produksjonsrøret og i formasjonen. Når brønnen er drept og trykket i brønnen er 0 på overflaten/riggen, vil borerøret bli løftet slik at når verktøyet er i sitt øverste nivå, vil omsluttingsventil (13) i utblåsningssikring (10) bli åpnet og pluggen (17) og verktøyet (16) kan løftes til overflaten. At this stage, the well is open to the surface through the drill pipe (11) and, if necessary, through the kill or choke line (18,19) on the blowout valve, through the pipe hanger and into the well. By pumping through the drill pipe (11) and/or kill or choke line (18) (19) and into the well, through the production pipe in the production manifold (1) the well can now be killed with sufficiently heavy fluids that can overcome the maximum hydraulic pressure in the well in the production pipe and in the formation. When the well is killed and the pressure in the well is 0 on the surface/rig, the drill pipe will be lifted so that when the tool is at its top level, the shut-off valve (13) in the blowout preventer (10) will be opened and the plug (17) and the tool (16) ) can be lifted to the surface.

Fremgangsmåten og verktøyet. The procedure and the tool.

Denne nye metoden og dette verktøyet (16) beskriver en sikker og effektiv måte for å trekke og fjerne en plugg (17) anordnet i rørhengeren på en brønn med rør (borerør eller andre rør), samtidig som man kan opprettholde full trykkintegritet og ha mulighet til å drepe brønnen hydraulisk i samme omgang og før pluggen (17) har blitt trukket til overflaten, og hvor utblåsningsventilen (10) og det marine borestigerøret er blitt installert på toppen av det undersjøiske juletreet (1). Selve pluggens (17) utløsningsmekanisme i enden av stempelstangen og apparatet er ikke en del av oppfinnelsen, men er en integrert del av verktøystrengen for denne operasjonen. This new method and tool (16) describes a safe and effective way to pull and remove a plug (17) installed in the tubing hanger on a well with tubing (drill tubing or other tubing), while maintaining full pressure integrity and having the ability to kill the well hydraulically at the same time and before the plug (17) has been pulled to the surface, and where the blowout valve (10) and the marine drill riser have been installed on top of the subsea Christmas tree (1). The actual plug (17) release mechanism at the end of the piston rod and apparatus is not part of the invention, but is an integral part of the tool string for this operation.

En annen del av oppfinnelsen er det sekundære tettingselementet som kan etableres når stempelstangen er helt sammentrukket. (Fig3) I tilegg til tettingselementene (23) mellom den indre stempelstang (22) og det ytre sylinderhuset (20), kan en sekundær tetningsflate (28) bli dannet med metall-til-metall tetting, ved hjelp av metalltettingsringer eller andre metoder når stempelstangen (22) er fullstendig sammentrekt og tettingsflaten (29) er i fullstendig samvirke med tettingsflaten i den nedre delen av sylinderhuset (20) (21). Another part of the invention is the secondary sealing element which can be established when the piston rod is fully contracted. (Fig3) In addition to the sealing elements (23) between the inner piston rod (22) and the outer cylinder housing (20), a secondary sealing surface (28) can be formed with metal-to-metal sealing, using metal sealing rings or other methods when the piston rod (22) is fully contracted and the sealing surface (29) is in complete cooperation with the sealing surface in the lower part of the cylinder housing (20) (21).

Hovedfordelen med denne metoden og dette verktøyet er at når trykkbarrieren mot brønnen har blitt innvendig etablert i BOP'en, vil det ikke være nødvendig med tilleggskraft eller hydraulisk trykk for å holde verktøyet i operasjon annet enn gravitasjonskraft eller rett drag. Andre metoder vil kreve trykkvedlikehold gjennom hele perioden barrieren er etablert. I tillegg vil den store diameteren på "smultringen" (21) i enden av verktøyet virke som en sentreringsanordning slik at den indre stempelstangen (22) med trekkeverktøy vil bli sentrert i brønnen, slik at pluggen kan påkobles med gripe/løpeverktøyet. I bunnen av stempelstangen (22) finnes det sirkulasjonsporter (25) som er dekket av en glidehylse (eng:sliding sleeve) (26) når stempelstangen kjøres nedover for å påkoples pluggen. Når pluggen er påkoplet og stempelstangen trukket opp, vil glidehylsen bevege seg nedover og eksponere sirkulasjonsportene (25) slik at et stort areal vil være tilgjengelig for pumpings- og brønndrepingsoperasjonen. The main advantage of this method and this tool is that once the pressure barrier to the well has been internally established in the BOP, no additional force or hydraulic pressure will be required to keep the tool in operation other than gravity or straight draft. Other methods will require pressure maintenance throughout the period the barrier is established. In addition, the large diameter of the "doughnut" (21) at the end of the tool will act as a centering device so that the inner piston rod (22) with pulling tool will be centered in the well, so that the plug can be engaged with the gripping/running tool. At the bottom of the piston rod (22) there are circulation ports (25) which are covered by a sliding sleeve (eng:sliding sleeve) (26) when the piston rod is driven downwards to engage the plug. When the plug is engaged and the piston rod is pulled up, the slide sleeve will move down and expose the circulation ports (25) so that a large area will be available for the pumping and well killing operation.

Claims

1. A system for pulling a plug (17) in a pipe hanger in a petroleum well, characterized in that the system comprises a piston rod (22) where the piston rod (22) is arranged to be able to slide through an external cylinder housing (20) surrounding the piston rod (22), where a sleeve (21) is arranged surrounding the cylinder housing (20) about the cylinder housing (20)'s lower end, where the piston rod (22) is arranged to be attached to a rod or pipe (15), where the rod or pipe (15) is arranged to run from a rig (12) mainly over the petroleum well through a riser (11) from the rig (12) towards the well, where a blow-out valve (10) is arranged above the well, where the blow-out valve (10) comprises at least one shut-off and/or shut-off valve (13) where the piston rod (22) at its lower end comprises a tool (16) , where the tool (16) is arranged to engage with the plug (17), where the bypass valve (13) is arranged to grip the cylinder housing (20) so that a pressure-tight barrier is created between the upper and lower part of the cylinder housing ( 20), where the piston rod (22) with ver the yoke (16) is arranged to slide through the cylinder housing (20), so that the tool comes into engagement with the plug (17), whereupon the piston rod (22) with the host yoke (16) and the plug (17) is arranged to be pulled.

2. A system according to claim 1 where the piston rod (22), the outer cylinder housing (20) and the sleeve (21) are concentric.

3. A system according to claim 1 where the rod or pipe (15) is a drill string

4. A system according to claim 1 where the rod or tube (15) is a wire or slick-line.

5. A system according to claim 1 where the sleeve (21) is arranged to center the system in the riser (11).

6. A system according to claim 1 where sealing elements (23) are arranged between the piston rod (22) and the cylinder housing (20).

7. A system according to claim 1 where the bypass valve (13) is of the pipe-ram type.

8. A system according to claim 1 where one or more circulation ports (25) designed for circulation of drilling fluid are arranged near the lower end of the piston rod (22)

9. A system according to claim 8, where one or more sliding sleeves (26), where the sliding sleeves (26) are arranged to close the circulation ports (25) when the piston rod (22) is lowered, and further arranged to uncover the circulation ports (25) when the piston rod (22) is moved up.

10. A method for pulling a plug (17) in a horizontal production manifold (1) in a well, where the plug (17) is arranged to be pulled using a system comprising a piston rod (22), a sleeve (21 ), an external cylinder housing (20) and a tool (16), where the tool (16) comprises elements for engagement with the plug (17), characterized by the following steps: - arrangement of the system on a pipe or rod (15), - immersion of the system on the pipe or rod (15) from a rig (12) on the sea surface through a riser (11), where the riser (11) runs from the rig (12) down to a lower blow-off valve (10) above the well, where the lower blow-off valve (10) comprises at least one shut-off or shut-off valve (13), - guiding the system with the tool (16) through at least one of the valves (13) in the lower exhaust valve (10) so that the sleeve (21) is below the valve (13) at the same time that the closing valve (13) is in position so that it can grip the cylinder housing (20), - closing the valve (13) about the cylinder housing (20) so that a pressure-tight barrier is formed and the cylinder housing (20) with the sleeve (21) is held in position, - guiding the piston rod (22) with the tool (16) towards the plug (17), - fixing the tool (16) in the plug (17), - pulling up the piston rod (22) with the tool (16) and the plug (17), - returning the venti len (13) and subsequent pulling up of the pipe or rod (15) to the rig (12).

11. Method according to claim 10, where the valve (13) is first closed around the cylinder housing (20) with low enveloping pressure, after which the pipe (15) is raised until the sleeve (21) is in a position just below the valve (10), after which full enveloping pressure is applied to the valve ( 13).

12. The method according to claim 10, where a pressure test is performed on the top and bottom of the valve (13).

13. A method according to claim 10, where in the step after the plug (17) has been pulled, the pressure in the well is equalized by pumping down fluids into the well.