OA11541A - Procédé et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installée à grande profondeur. - Google Patents

Description

PROCEDE ET DISPOSITIF DE LIAISON FOND-SURFACEPAR CONDUITE SOUS-MARINE INSTALLEEA GRANDE PROFONDEUR 5 La présente invention a pour objet un procédé et un dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installée à grande profondeur.

Le secteur technique de l'invention est le domaine de la fabrication et del'installation de colonnes montantes de production pour l'extraction sous-marine de pétrole, de gaz ou autre matériau soluble ou fusible ou d'une 10 suspension de matière minérale à partir de tête de puits immergé pour ledéveloppement de champs de production installés en pleine mer au large descôtes. L'application principale de l'invention étant dans le domaine de laproduction pétrolière.

La présente invention concerne le domaine connu des liaisons de type 15 comportant une tour verticale ancrée sur le fond et composée d'un flotteursitué à son sommet et relié par une conduite, prenant par son propre poids laforme d'une chaînette, jusqu'à un support flottant installé en surface.

En effet, dès que la profondeur d'eau des champs de production 20 considérés dans la présente description comme étant des champs pétroliers,devient importante, leur exploitation s'effectue en général à partir de supportsflottants. Les têtes de puits sont souvent réparties sur la totalité du champ etles conduites de production, ainsi que les lignes d'injection d'eau et les câblesde contrôle commande, sont déposées sur le fond de la mer en direction d'un 25 emplacement fixe, à la verticale duquel le support flottant est positionné ensurface.

Ce support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour resteren position malgré les effets des courant, des vents et de la houle. Il comporteaussi en général des moyens de stockage et de traitement du pétrole ainsi que 30 d es moyens de déchargement vers des pétroliers enleveurs, ces derniers se présentant à intervalle régulier pour effectuer l'enlèvement de la production. L'appellation de ces supports flottants est le terme anglo-saxon "Floating

Production Storage Offloading" (signifiant "moyen flottant de stockage, de production et de déchargement") dont on utilisera le terme abrégé "FPSO" dans 35 l'ensemble de la description suivante. 011541

Ces FPSO sont soit ancrés par une série de lignes d'ancres partant dechacun des angles du support flottant, auquel cas le FPSO garde un capsensiblement constant quelles que soient les conditions d'environnement, soitreliés à un touret solidaire de la structure du FPSO, ledit touret étant ancré par 5 une série de ligne d'ancres. Dans ce dernier cas, le FPSO est libre de tournerautour du touret, ce dernier gardant un cap constant ; le FPSO prend alors uncap correspondant à la résultante des efforts dus au vent, au courant et à lahoule sur la coque du navire. Dans la description qui va suivre les liaisonsfond-surface décrites arrivent, dans le cas d'un FPSO ancré donc à cap 10 sensiblement constant, en général sur le bord du navire (exemple de la figure 2)et dans le cas d'un FPSO sur touret, sur le touret lui-même (exemple de lafigure 6).

La conduite de liaison fond-surface, appelée "riser", dont on utiliseraégalement le terme dans la présente description, peut être réalisée en remontant 15 de manière continue les conduites posées au fond, directement vers le FPSO endonnant une configuration de chaînette dont l'angle avec la verticale, au niveaudu FPSO, est en général de 3 à 15 degrés (riser caténaire). Ces liaisons sontréalisées impérativement au moyens de conduites flexibles lorsque laprofondeur d'eau est inférieure à quelques centaines de mètres, mais dès lors 20 que la profondeur atteint et dépasse 800 à 1 000m, les conduites flexiblespeuvent être remplacés par des conduites résistantes et rigides constituéesd'éléments tubulaires soudés ou vissés entre eux réalisés en matériau rigide, telqu'en matériau composite ou en acier de forte épaisseur. Ces risers rigides enmatériau résistant de forte épaisseur, en configuration de chaînette · sont 25 communément appelés par le terme anglo-saxon "Steel Catenary Riser"(signifiant "riser en acier en forme de chaînette") dont on utilisera le termeabrégé "SCR" dans la présente description qu'il soit en acier ou autre matériautel que composite.

Une conduite flexible et un riser rigide de type SCR, soumis aux seules 30 forces de gravitation, de même hauteur et présentant, au niveau du pointd'accrochage sur le FPSO, un même angle par rapport à la verticale, auront unecourbure identique sur toute leur longueur en suspension. Mathématiquement,cette courbe est parfaitement définie et s'appelle chaînette. Cependant, lesSCRs sont beaucoup plus simples que les conduites flexibles sur le plan 35 technique et beaucoup moins onéreux. Les conduites flexibles sont en effet des 01 1 5 41 structures complexes et coûteuses réalisées à partir de gaines métalliquesspiralées multiples et de matériaux composites.

La profondeur d'eau de certains champs pétroliers dépasse 1 500m et peutatteindre 2 000 à 3 000m . La tension induite au niveau du FPSO par chacun 5 des SCRs peut atteindre 250 à 300 tonnes et le grand nombre de risers rendusnécessaires pour le développement de certains champs, conduit à renforcer demanière considérable la structure desdits FPSO et à créer des déséquilibres siles charges sur bâbord et tribord sont différentes. De plus, lors desmouvements circulaires du FPSO autour de sa position moyenne, la chaînette 10 formée par le SCR se modifie et le point de contact au niveau du sol se déplaced'avant en arrière et de gauche à droite, au même rythme que le FPSO, reposantou soulevant une portion de la conduite. Ces mouvements répétés sur delongues périodes créeront un sillon dans les sols peu consolidés que l'onrencontre couramment à grande profondeur, ce qui aura pour effet de modifier 15 la courbure de la chaînette et conduire, si le phénomène s'amplifie, à desrisques d'endommagement des conduites, soit au niveau des conduites sous-marines, soit au niveau des SCRs.

En raison de la multiplicité des lignes existant sur ce type d'installation,on est amené à préférer une solution de type tour dans laquelle les conduites et 20 câbles convergent au pied d'une tour et remontent le long de celle-ci, soitjusqu'à la surface, soit jusqu'à une profondeur proche de la surface, profondeurà partir de laquelle des conduites flexibles assurent la liaison entre le sommetde la tour et le FPSO. La tour est alors munie de moyens de flottabilité pourrester en position verticale et les risers sont reliés, en pied de tour, aux 25 conduites sous-marines par des manchettes souples qui absorbent lesmouvements angulaires de la tour. L'ensemble est communément appelé "TourRiser Hybride", car il fait intervenir deux technologies, d'une part une partieverticale, la tour, dans laquelle le riser est constitué de conduites rigidesverticales, d'autre part la partie haute du riser constituée des conduites flexibles 30 en chaînette reliant le sommet de la tour avec le FPSO.

On connaît le brevet français FR 2 507 672 publié le 17 Décembre 1982 et intitulé "colonne montante pour les grandes profondeurs d'eau" qui décrit unetelle tour hybride comprenant un flotteur en surface relié au FPSO parl'intermédiaire de conduites flexibles et portant des guides suspendus dans 35 lesquels passent uniquement la portion supérieure des conduites verticales de 01 1 5 4 Ί transfert de fluide : ladite tour hybride est ancrée sur le fond de la mer par uncâble tendu laissant une certaine souplesse de mouvement vertical à l'ensemble,la portion inférieure des conduites étant libre et formant un coude au niveau dufond sur lequel elle s'appuie.

5 L'intérêt d'une telle tour hybride réside dans la possibilité pour le FPSO de pouvoir s'écarter de sa position normale en induisant un minimum decontraintes dans la tour ainsi que dans les portions de conduites en forme dechaînettes en suspension, tant au fond qu'en surface. En effet, le FPSO est engénéral ancré par une multitude de lignes reliées à un système d'ancres reposant 10 sur le fond de la mer. Ce système d'ancrage crée des efforts de rappel quimaintiennent le FPSO dans une position neutre. Les liaisons fond-surfacecréent des efforts verticaux et horizontaux supplémentaires qui ont pour effetde déplacer l'axe du FPSO par rapport à ladite position neutre. En l'absence decourant, de vent, de houle et pour un niveau de marée moyen, la position du 15 FPSO correspond à une position PO dite position de référence. Sous l'effetconjugué des conditions d'environnement, d'une part sur la coque du FPSO etd'autre part sur les divers éléments constitutifs des risers, le FPSO va sedéplacer, par rapport à cette position de référence, en proportion de la valeurde la résultante de tous les efforts appliqués au système. 20 Ainsi, pour des efforts sur la coque du FPSO tendant à l'éloigner de l'axe de la tour, on constate les effets suivants : - d'une part la chaînette se tend etson angle avec la verticale, au niveau du point d'attache avec le FPSOaugmente, ce qui implique un augmentation de l'effort vertical et de l'efforthorizontal sur le FPSO ; - d'autre part l'angle d'inclinaison de la tour dû au dit 25 effort horizontal, augmente.

Pour minimiser les conséquences des excursions du FPSO, on recherche engénéral à augmenter la raideur du système d'ancrage et à donner de la souplesseau niveau des liaisons fond-surface. Pour cela, la configuration tour associée àune chaînette présente une grande capacité d'absorber les excursions du FPSO, 30 tout en minimisant les mouvements au niveau de la tour et les déformations deschaînettes.

Pour amortir les mouvements du FPSO, on cherche à augmenter la courbure de la conduite le reliant au sommet de la tour. Et, les conduites flexibles sont considérées comme mieux adaptées à la réalisation des liaisons 35 entre le FPSO et le sommet de la tour. Dans les réalisations antérieures de 011541 "tours hybrides" décrites dans FR 2 507 672 ou dans d'autres types destructures telles que celles décrites dans US 4 391 332 et EP 802 302, on met enœuvre des conduites flexibles plongeantes, c'est-à-dire descendant largementen-dessous du flotteur pour y remonter ensuite. Ceci est possible car une 5 conduite flexible est capable de résister à la fatigue même lorsque sa courbureprésente un rayon de courbure de seulement quelques mètres.

Mais, la structure interne des flexibles est très complexe et leur coût trèsélevé, c'est pourquoi, dans les réalisations antérieures de tours hybrides, oncherche à remonter la tour le plus près possible de la surface, tout en évitant les 10 zones de turbulence en surface, c'est-à-dire à des profondeurs en généralinférieures à 200m, de préférence de l'ordre de 50 m. Ceci permet de mettre enœuvre des longueurs de conduites flexibles réduites et donc moins coûteusesmais aussi et surtout, ceci permet de rendre les connexions des conduitesflexibles au sommet de la tour plus accessibles aux plongeurs. 15 Tous les éléments de ces tours hybrides ou de ces risers caténaires doivent être dimensionnés pour supporter la houle, le courant et les mouvements dunavire de surface dans les conditions extrêmes de mer, ce qui conduit à desstructures immergées d'ampleur considérable devant supporter des contraintesimportantes et résister à des phénomènes de fatigue tout au long de leur durée 20 de vie qui atteint et dépasse couramment 20 ans.

Le problème posé est donc de pouvoir réaliser et installer de telles liaisons fond-surface pour conduites sous-marines à grandes profondeurs, telles qu'audelà de 1 000 mètres par exemple, et de type comportant une tour verticaleancrée sur le fond de la mer et dont le flotteur situé à son sommet est relié, à un 25 support flottant installé en surface, par une conduite en forme de chaînette, enlimitant les efforts sur les flotteurs et les conduites reliant celui-ci au supportflottant, l'ensemble du dispositif devant être capable de résister aux contrainteset à la fatigue tout en acceptant des déplacements importants du support desurface et sans nécessiter des structures considérables et trop coûteuses, et dont 30 la mise en place doit pouvoir être facilitée et être réversible pour êtrefacilement entretenu et remplacé.

Une solution au problème posé est un dispositif de liaison fond-surface pour conduite sous-marine installée à grande profondeur comportant d'une part une tour verticale constituée d'au moins un flotteur associé à un système 35 d'ancrage et portant au moins un riser vertical reliant le flotteur au fond de ,1a 011541 mer et pouvant se connecter à des conduites sous-marines reposant au fond dela mer et, d’autre part au moins une conduite de liaison depuis ledit flotteurvers tout support de surface tel que suivant la présente invention laditeconduite de liaison est un riser dont la paroi est un tube résistant rigide, 5 notamment en acier ou matériau composite.

Pour une conduite rigide, le rayon minimal de courbure tolérable est de 10 à 100 fois supérieur à celui d'une conduite flexible. Pour limiter la fatigue, onconsidère en effet que le rayon de courbure d'une conduite rigide en acier doitêtre en général supérieur à environ 100 m. Pour apporter de la flexibilité et 10 fournir une capacité identique à absorber les mouvements du support flottant etles mouvements de la tour, on compense le fait que la chaînette est moinscourbée avec une conduite rigide, en augmentant la distance entre le supportflottant et le flotteur au sommet de la tour, et donc en augmentant la longueurde la conduite rigide. Toutefois, le poids apparent dans l'eau d'une conduite 15 plus rigide est plus important que celui d'une conduite flexible, la charge entête au niveau du flotteur et les efforts sur le flotteur au sommet de la tour sontdonc accrus. Ceci pourrait conduire à surdimensionner le flotteur, et induiredes coûts importants. C'est pourquoi de préférence, selon la présente invention,on installe le flotteur au sommet de la tour, à une distance plus grande de la 20 surface de l'eau, notamment à une profondeur au-dessous de la dernièrethermocline, celle-ci étant définie ci-après, de préférence au moins 100 m au-dessous de la dernière thermocline. En particulier on installe le flotteur ausommet de la tour à au moins 300 m de la surface de l'eau, de préférence aumoins 500 m de la surface de l'eau, de préférence encore à une profondeur 25 supérieure à la demi-profondeur d'eau à laquelle est ancrée la tour.

En abaissant ainsi le flotteur au sommet de la tour, on cumule les avantages suivants : - on augmente la longueur de la conduite rigide de liaison entre le FPSO etle sommet de la tour, ce qui permet d'amortir davantage les mouvements de la 30 tour et du FPSO, - tout en respectant les rayons de courbure minimum acceptables par laconduite rigide en chaînette, et ce quels que soient les mouvements d'ensemble, - tout en minimisant les coûts car la tour étant moins haute, la structureimmergée représente une structure moins considérable et donc moins coûteuse, 35 et les flotteurs nécessaires pour sa mise en tension sont moins importants et 011541 donc moins coûteux - et ce en dépit de l'augmentation du poids apparent dansl'eau de la conduite liée à l'augmentation de sa longueur - car du fait qu'il n'y apas ou peu de remontée de la chaînette vers le flotteur, le poids de la conduiterigide en chaînette est essentiellement supportée directement par le FPSO. 5 Toutefois, le maintien d'une tour de certaine hauteur, notamment d'au moins 50m, de préférence 100m, est avantageux car la tour, de par sa mobilité,contribue à amortir le système sous l'effet des mouvements du FPSO.

Dans un mode de réalisation préféré, le système d'ancrage comporte aumoins un tendon vertical, une embase inférieure à laquelle est fixée l'extrémité 10 inférieure du tendon et au moins un guide au travers duquel passe l'extrémitéinférieure dudit riser vertical. Plus particulièrement, le guide peut être surl'embase. Avantageusement, ledit tendon comporte également des moyens deguidage répartis sur toute sa longueur, à travers lesquels passe au moins leditriser vertical. 15 Ladite embase peut être simplement posée sur le fond de la mer et restant en place par son propre poids, ou peut être ancrée au moyen de piles ou toutautre dispositif propre à la maintenir en place ; le flotteur est relié à cetteembase par l'intermédiaire d'une liaison souple située en pied, et d'un lien axialconstitué soit d'un câble soit d'une barre métallique soit encore d'une conduite. 20 Ce lien axial est appelé "tendon" dans la présente description.

Dans un mode préférentiel de réalisation, l'extrémité supérieure dudit riser vertical est suspendue à travers au moins un guide solidaire dudit flotteur,disposé en son sein ou à sa périphérie, ladite extrémité supérieure du riservertical est connectée par le dessus dudit flotteur à l'extrémité coudée de ladite 25 conduite de liaison, et l'extrémité inférieure du riser vertical est apte à êtreconnectée à l'extrémité d'une manchette également coudée, mobile, entre uneposition haute et une position basse, par rapport à ladite embase, à laquellecette manchette est suspendue et associée à un moyen de rappel la ramenant enposition haute en l'absence du riser, ledit moyen de rappel pouvant être un 30 contrepoids. Cette mobilité de la manchette coudée permet d'absorber lesvariations de longueur du riser sous les effets de la température et de lapression.

En tête du riser vertical, un dispositif de butée solidaire de celui-ci vient s'appuyer sur le guide support installé en tête du flotteur et maintient ainsi la 35 totalité du riser : celui-ci étant alors suspendu, son poids apparent dans l'eau 011541 est soutenu par une partie de la flottabilité du flotteur.

Dans un mode de réalisation particulier, lesdits moyens de guidage répartissur toute la longueur du tendon et à travers lesquels passe ledit riser vertical,comprennent une cavité cylindrique de préférence surmontée d'un entonnoir 5 conique, le diamètre intérieur de ladite cavité cylindrique étant supérieur à celuidu riser vertical, et lesdits moyens de guidage comprennent une membranesouple solidaire de la paroi intérieure de ladite cavité cylindrique, créant ainsiune poche étanche entre ladite membrane et ladite paroi interne, poche que l'onpeut remplir d'un fluide, de préférence à très forte viscosité, de manière à venir 10 en appui contre le riser.

De préférence, des patins de frottement sont associés à ladite membrane etviennent en appui contre le riser lorsque ladite poche est remplie de fluide. Lespatins permettent ainsi le coulissement du riser vertical quand sa longueur variesous l'effet de la température et de la pression. 15 Les objectifs de la présente invention sont également obtenus par un procédé de liaison utilisant comme indiqué ci-dessus d'une part une tourverticale constituée d'au moins un flotteur associé à un système d'ancrage etportant au moins un riser vertical apte à descendre jusqu'au fond de la mer etd'autre part au moins une conduite de liaison depuis ledit flotteur vers tout 20 support de surface, tel que, suivant la présente invention, on installe leditflotteur à une profondeur d'immersion située en dessous de la dernièrethermocline, celle-ci étant définie et précisée ci-après, et on relie ledit flotteurau support de surface par au moins un riser résistant rigide constituant unedesdites conduites de liaison. 25 Suivant un mode préférentiel de mise en œuvre du procédé de liaison suivant l’invention : - on met en place sur le fond de la mer une embase que l'on solidariseaudit fond ; on y fixe l'extrémité inférieure d'un tendon qui est solidaire, à sonautre extrémité supérieure, dudit flotteur, l'ensemble constituant ledit système 30 d'ancrage de la tour verticale ; - on descend progressivement ledit riser vertical, par exemple par descenteà partir d'un support flottant installé à la verticale dudit flotteur, et à travers undes ensembles des guidages de celui-ci et jusqu'à ce que son extrémitésupérieure vienne en appui sur ledit flotteur, son extrémité inférieure venant 35 alors se connecter à l'extrémité supérieure d'une manchette pré-installée sur 011541 ladite embase.

Lors de sa descente, le riser vertical passe de préférence successivementdans une série de guides solidaires du lien axial, appelé tendon, et est ainsimaintenu dans une position sensiblement parallèle audit tendon et aux autres 5 riser verticaux, soit déjà installés dans les guides adjacents, soit devant êtreinstallés ultérieurement.

Dans un mode particulier de réalisation, on installe ledit flotteur à uneprofondeur d'immersion supérieure à la demi-profondeur d'eau à laquelle estancrée la tour suivant l'invention, ce qui permet alors d'assembler 10 préalablement l'ensemble du riser vertical et de le transporter en positionverticale jusqu'à la verticale du guide correspondant du flotteur pour y êtredescendu.

Le résultat est un nouveau procédé de liaison fond-surface par conduitesous-marine, installée à grande profondeur et répondant au problème posé. 15 En effet, l'étude des courants marins dans les diverses mers du monde a montré l'existence de plusieurs stratifications, depuis la surface et jusqu'au fondde la mer. Ainsi, pour des profondeurs d'eau supérieures à 500-1000m, dans uneconfiguration océanique de type Atlantique, on observe comme représenté surla figure 1 : 20 - une couche de surface 18i pouvant atteindre 50 m au-dessous le la surface 19, et dans laquelle les courants sont locaux et principalement dus auxvents et aux phénomènes de marée. Dans cette zone, les courants sontimportants sensiblement uniformes sur la tranche d'eau. Ils peuvent atteindredes vitesses de l'ordre de 2,5 m/s dans le cas de l'Afrique de l'Ouest, 25 - une zone de transition 29i, appelée thermocline, d'épaisseur variable mais faible (3 à 10m). Dans cette zone de transition 29i le courant décroîtrapidement pour atteindre la vitesse de la couche intermédiaire, - une couche intermédiaire 18? dans laquelle les courants varient de 0,5m/s à lm/s . Cette couche intermédiaire s'étend d'environ —55m à —150m et les 30 courants sont principalement des courants thermiques dus aux phénomènesclimatiques, - une deuxième zone de transition 29? ou thermocline elle aussid'épaisseur variable mais faible (± 10m). Dans cette zone de transition lecourant décroît rapidement pour atteindre la valeur de la couche inférieure, 35 - une couche inférieure 1 83 dans laquelle les courants sont faibles et ne 10 0115 41 dépassent en général pas 0,5 m/s. Ces courants sont dus à des mouvementsd'eau intercontinentaux. Cette couche commence à environ -150 / -170 m et sepoursuit jusqu'au fond 12 de la mer, c'est à dire jusqu'à des profondeurspouvant atteindre 1 000 à 3 000m selon les endroits. 5 Dans certaines mers, on peut observer trois thermoclines 29 sur la partie supérieure, mais d'une manière générale, la couche inférieure 1 83 commence auxalentours de —170 / —200m.

Ainsi, la tour et son flotteur suivant l'invention et tel que décrits ci-aprèsétant localisés en dessous de cette thermocline inférieure 292 sont dans la 10 tranche d'eau 183 engendrant les sollicitations dues au courants les plus faibles.De plus, le flotteur se trouve à l'abri des effets de la houle, effets quidécroissent rapidement avec la profondeur et qu'il est d'usage de négliger dèslors que l'on dépasse 120 à 150 m de profondeur. Les efforts auxquels la tour setrouve alors soumise sont ainsi considérablement réduits et sensiblement 15 uniforme dans toute sa hauteur sous l'effet des courants de fondintercontinentaux.

Le dispositif selon l'invention, constitué de l'ensemble tour-SCR aura uncomportement bien meilleur sous l'effet des conditions d'environnement nonseulement habituelles, mais aussi extrêmes telles que les conditions annuelles, 20 décennales et centennales. Les efforts et les contraintes seront réduites demanière très significatives et la tenue en fatigue des divers composants critiquessera considérablement augmentée, ce qui permettra de fournir un meilleurservice pendant toute la durée de vie du champ.

Le flotteur se trouvant ainsi à une profondeur importante, peut être.relié 25 au FPSO par l'intermédiaire d'au moins un SCR et non pas d'une liaison flexibletelle qu'il est d'usage à ce jour de procéder : ces liaisons SCR sont simples et deplus, la structure interne des SCRs, des risers verticaux et des conduitesreposant sur le fond peuvent être alors identiques, ce qui simplifie le passage deracleurs de nettoyage. Le passage fréquent de ces racleurs de nettoyage est en 30 effet indispensable dans le cas de dépôts solides tels la paraffine ou les hydrateset on doit pouvoir agir de manière très énergique et répétée sans endommagerla surface interne des risers et des conduites. D'une manière générale, le flotteur est installé aux environs de la mi-hauteur de la tranche d'eau, mais on pourra être amené à l'installer plus haut ou 35 plus bas pour privilégier certains avantages que nous allons décrire maintenant. 11 011541

Dans tous les cas de figure, le flotteur ne sera jamais situé à proximité de ladernière thermocline décrite précédemment, mais largement plus bas, parexemple 100m plus bas, de manière à ne jamais risquer d'être soumis auxperturbations engendrées par la thermocline, ni aux courants existant dans la 5 tranche supérieure, au cas où des perturbations des courants marins à l'échelleplanétaire viendraient modifier de manière significative les mouvementsocéanologiques.

Le SCR est relié au riser vertical au niveau du sommet du flotteur parl'intermédiaire d'un joint flexible qui autorise une variation importante de 10 l'angle entre l'axe de la tour et l'axe de la chaînette au niveau dudit jointflexible, sans engendrer de contraintes significatives dans le SCR ni dans lesommet du flotteur. Ce joint flexible pourra être soit une rotule sphérique avecjoints d'étanchéité, soit une rotule lamifiée constituée de sandwich de feuillesd'élastomères et de tôles adhérisées, capable d'absorber des mouvement 15 angulaires importants par déformation des élastomères, tout en conservant uneétanchéité parfaite en raison de l'absence de joints de frottement, soit encoreune longueur limitée de conduite flexible capable de fournir le même service.

Le dispositif selon l'invention sera avantageusement équipé d'unconnecteur automatique situé au niveau du joint flexible, soit entre la tour et le 20 joint flexible, soit entre le joint flexible et le FPSO. Ainsi, l'installation d'un telSCR peut se faire de manière entièrement automatique, sans avoir à faire appelà des plongeurs. La séquence d'installation consiste alors à installer la tour, puisà transporter en position verticale le futur SCR, à le fixer au bordé du FPSO enposition définitive. Un câble connecté à l'extrémité inférieure du futur SCR est 25 alors manipulé par un ROV qui est le nom abrégé du terme anglo-saxon"Remotely Operated Véhiculé" (signifiant "sous-marin automatiquetélécommandé, depuis la surface, et dont on utilisera le terme abrégé ROV dansla présente description), pour être ramené vers le sommet de la tour et êtreconnecté à des moyens de traction solidaires du flotteur et commandés par 30 exemple par le ROV qui fournit alors la puissance nécessaire tout en contrôlantles opérations à l'aide de caméras vidéo dont le signal est remonté en surfaceauprès des opérateurs installés sur le support flottant d'intervention. Le câbleest alors tiré et l'extrémité du SCR équipé de l'extrémité mâle, par exemple,d'un connecteur automatique est ramenée vers l'extrémité femelle du même 35 connecteur automatique. En fin de phase d'approche, l'ensemble est verrouillé 12 011541 et les moyens de tirage libérés pour pouvoir intervenir sur l'installation de laligne suivante. Le principe des connecteurs automatiques étant connu del'homme de l'art dans le domaine de l'hydraulique et de la pneumatique, ne serapas décrit ici dans ses détails. 5 Ce mode d'installation présente l'avantage d'être entièrement réversible, dans lamesure où le connecteur automatique est conçu pour pouvoir être déconnecté.Il est ainsi possible, en cours d'exploitation, d'intervenir sur un seul SCR pourle démonter et le remplacer sans perturber le reste de la production et doncsans avoir à arrêter la production des risers et SCRs voisins. 10 De la même manière, la tour et les risers verticaux sont avantageusement installés selon la séquence suivante : mise en place de l'embase et solidarisation avec le fond,installation du tendon équipé de ses guides et du flotteur supérieur, 15 - transport, en position verticale, du riser vertical assemblé jusqu'à la verticale de son guide situé dans la bouée, descente progressive du riser vertical dans ses guides encontrôlant depuis la surface l'opération de descente, en fin de descente, la tête du riser repose sur le sommet du20 flotteur et comporte un coude puis, par exemple, le joint flexible sur lequel est fixé la partie femelle du connecteur automatique décrit précédemment. l'extrémité basse du riser vertical est elle aussi avantageusementéquipée d'un connecteur automatique, préférentiellement la partie mâle 25 en raison de son moindre encombrement, l'ensemble pouvant être connecté avec l'extrémité de la conduite sous-marine reliant le pied dela tour à l'une des têtes de puits, ladite extrémité étant équipée de lapartie femelle dudit connecteur automatique.

Ce mode d'installation des risers verticaux présente l'avantage d'être 30 entièrement réversible, dans la mesure où le connecteur automatique de pied deriser est lui aussi conçu pour pouvoir être déconnecté. Il est ainsi possible, encours d'exploitation, d'intervenir sur un seul riser pour le démonter et leremplacer sans perturber le reste de la production et donc sans avoir à arrêter laproduction des risers et SCRs voisins. 35 Dans la mesure où le flotteur est installé à une profondeur supérieure à la 13 011541 10 15 20 25 30 35 moitié de la hauteur d'eau, il sera possible de transporter en vertical le riserentièrement terminé et de le descendre à travers le flotteur. Si le flotteur setrouve au dessus de la mi-hauteur d'eau, il conviendra de positionner le supportflottant d'installation à la verticale dudit flotteur et d'assembler les éléments deriser au fur et à mesure de la descente de son extrémité inférieure vers et àtravers le flotteur et les divers guides installés le long du tendon, leditassemblage pouvant être réalisé soit par soudure, soit par collage, soit encorepar assemblage mécanique tel que le vissage, le bridage ou le sertissage. Dansune version préférée du dispositif, on transportera en position verticale depuisun emplacement d'assemblage éloigné de la tour, une longueur préassemblée duriser, ladite longueur étant inférieure à la hauteur d'eau restant entre la surfaceet le sommet de la tour. Ainsi, le support flottant d'intervention viendra sepositionner à la verticale du flotteur avec une longueur optimale de riser déjàassemblé, équipé en partie inférieure de la portion mâle du connecteurautomatique et prêt à être descendu vers et à travers le flotteur et les diversguides installés le long du tendon. Au fur et à mesure de la descente, la partiesupérieure manquante du riser est assemblée comme décrit précédemment.

Le mode opératoire ainsi décrit permet de limiter au minimum laprésence du support flottant d'intervention dans la zone de la tour, ce quiminimise les risques d'accident. Ainsi, pour pouvoir intervenir ultérieurement etdémonter de manière simple le riser, on privilégiera des modes d'assemblagepermettant un démontage rapide et non destructif, tel le vissage, ce quipermettra d'extraire le riser de son supportage, de désassembler par dévissageles tronçons successifs de la seule partie supérieure nécessaire pour libéter lapartie basse du riser du sommet du flotteur, le support flottant d'interventionquittant alors la position avec le reste du riser en suspension, et se dirigeantvers un emplacement éloigné des installations sensibles pour terminer lesopérations de maintenance.

Dans le but de minimiser la présence du support flottant d'intervention àla verticale de la tour, on installe avantageusement le flotteur à un niveauinférieur à la demi hauteur d'eau, il est ainsi possible pour le support flottantd'intervention d'installer ou d'extraire l'intégralité du riser sans à avoir àassembler ou démonter aucun de ses composants, ce qui réduit encore lesrisques d'accident dans la zone de la tour et des installations sensibles. D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention ressortiront 14 011541 mieux à la lecture de la description qui va suivre, faite de manière illustrative etnon limitative, en référence aux dessins annexés sur lesquels : la figure 1 est la représentation de la totalité de la tranche d'eaudans une configuration océanique de type Atlantique, tel que décrit 5 précédemment, dans laquelle sont indiqués en abscisse les valeurs indicatives des courants en mètre/seconde et en ordonnées lesprofondeurs approximatives des différentes couches et desthermoclines correspondantes.

la figure 2 est une vue en perspective d'un développement de10 champ pétrolier par 1 500m de profondeur d'eau, représentant le FPSO en surface, une tour centrale de récupération des effluents pétroliers et de deux tours latérales d'injection d'eau, la figure 3 est une vue en coupe du flotteur associée à une vue de côté du tendon central et de deux risers, 15 - la figure 4 est une vue de côté de l'embase de la tour comportant deux risers, le tendon central et deux manchettes de raccordement auxconduites sous-marines, la figure 5 est une vue de côté de l'embase d'une tour mono-riser,La figure 6 est la représentation schématique, illustrant le résultat 20 d'un calcul en statique, d'un FPSO ancré sur touret par 2 000 m de profondeur d'eau et relié à une tour suivant l'inventionsituée à 1 000 m de profondeur ; la figure 7 est une série de deux courbes représentant lesvariations de la tension horizontale et de la distance horizontale de 25 l'embase d'ancrage du flotteur au FPSO en fonction de la profondeur du flotteur pour une hauteur d'eau de 2 000m et une excursion de 8%, la figure 8 est une série de deux courbes représentant lesvariations de l'excursion du FPSO et de la tension horizontale enfonction de la profondeur du flotteur pour une hauteur d'eau de 30 2 000m et une distance entre FPSO et bouée de 950m, la figure 9 est une coupe en vue de côté de l'un des guidages de riser relatif à la figure 3, la figure 10 est une section en vue de dessus selon AA, relative àla figure 9. 35 Dans ces dessins, les éléments identiques ou similaires portent, sauf indication 15 011541 contraire, les mêmes références d'une figure à l'autre.

La figure 2 représente un FPSO 1 ancré sur un champ pétrolier par 1 500m de hauteur d'eau 18, par un système d'ancrage non représenté et comportant parexemple, sur bâbord, au niveau de son bordé un système de supportage 2 de 5 conduites SCR d'effluents pétroliers 3 et de conduites d'injection d'eau 4. LesSCRs d'effluents pétroliers sont connectés à une tour située par exemple à —800m de la surface 19, au niveau supérieur du flotteur 5 comportant quatreemplacements le traversant, dont deux seulement sont occupés. Ledit flotteurest relié à l'embase 8 reposant sur le fond de la mer, au moyen d'un tendon 6 10 auquel sont fixés une multitude de guides 7 à travers lesquels sont installés desrisers 9 connectés au niveau de l'embase à des manchettes de raccordement 111elles-mêmes connectées à des conduites sous-marines 10 au niveau d'un blocintermédiaire de connexion 13 ; d'autres manchettes de raccordement 112 sonten attente de l'installation des risers verticaux correspondants. 15 Deux tours d'injection d'eau identiques sont constituées d'un flotteur 14 installé à —1 000m de la surface et relié à l'embase 16 au moyen d'un riser 15assurant de plus la fonction de tendon. Une manchette de raccordement 17assure la liaison entre le pied de riser et le bloc intermédiaire de connexion 13.

Le flotteur de la tour pour effluents pétroliers étant par exemple à 20 -800m de la surface, se trouve à une distance latérale d'environ 500m de laverticale du bordé du FPSO pour une liaison SCR en forme de chaînettearrivant au flotteur à l'horizontale, ce qui facilite grandement les opérationsd'installation et de maintenance par un navire d'intervention, lequeln'interférera pas avec les opérations d'exploitation courante du FPSO. De.plus, 25 ledit navire d'intervention pourra se positionner à la verticale de la tour etévoluer sans risquer d'accrocher les lignes d'ancrage permanent dudit FPSO.

Le flotteur 14 de la tour pour l'injection d'eau étant à -1 000m de la surface,donc plus bas que la tour précédente se trouvera ainsi éloigné de 550m dubordé du FPSO. 30 La figure 3 représente la vue en coupe du flotteur 5 d'une tour multi- risers associée à la vue de côté des divers composants associés. Ledit flotteur 5 est constitué par exemple d'un caisson rempli de mousse syntactique et est relié au tendon central 6 par un dispositif de liaison 20 présentant à son extrémité inférieure une pièce d'inertie variable 21 assurant la transmission des 35 contraintes entre tendon et flotteur. Le flotteur comporte des guides 22 creux 16 10 15 20 25 30 35 verticaux et alignés avec les moyens de guidages 23 des guides 7 installés àintervalles, réguliers ou non, sur la hauteur du tendon 6 et solidarisés à cedernier au moyen d'un dispositif d'accrochage 24. Les guides 22 peuvent êtresoit intégrés au sein du flotteur, soit installés à sa périphérie ou encore dans sapartie centrale. Ces guides reçoivent les risers verticaux 9 représentés sur lapartie gauche complètement installés et raccordés au SCR 3 et sur la partiedroite en phase de début d'insertion de l'extrémité mâle 25 d'un connecteurautomatique de riser 9. L'extrémité dudit connecteur automatique 25 est raccordée à une câblette 26 passant à travers chacun des guides 22, 23, jusqu'à l'embase 8 de la tour auniveau de laquelle une poulie de renvoi 27 est installée ; l'embase 8 et la poulie 27 représentés sur la figure 4 sont schématisés sous la forme de retour de câble 28 sur la figure 3. Le câble 26 remonte en surface jusqu'au navired'intervention où il est maintenu en tension par un treuil à tensionconstante. Ainsi, le navire d'intervention se présente à la verticale de la touravec le riser 9 complètement assemblé, car la profondeur - 800 m du flotteur 5dans cet exemple de réalisation est supérieure à la longueur - 700 m duriser 9. Un ROV accroche à l'extrémité du connecteur automatique 25 lacâblette 26, cette dernière ayant été préinstallée avant la mise en place del'ensemble embase 8 - tendon 6 -flotteur 5 ; la seconde extrémité est remontéeen surface pour être connectée à un treuil à tension constante nonreprésenté. L'opération de descente du riser 9i s'effectue en maintenant latension dans le câble 26, laquelle tension impose alors à l'extrémité duconnecteur automatique 25 de passer successivement à travers chacun desguides 23i . La tension nécessaire dans le câble 26 pour cette opération serad'autant plus importante que l'angle d'inclinaison de la tour sera élevé. En effetlors de l'installation du premier riser sur la tour, cette dernière sera en positionsensiblement verticale. Après connexion du SCR correspondant relié au FPSO,ledit SCR exercera sur la tour une force horizontale qui engendrera unmouvement angulaire de la tour par rapport à la verticale, orienté vers leFPSO. Au fur et à mesure des installations des risers successifs, cet angleaugmentera et la tension nécessaire dans le câble 26 augmenteraproportionnellement.

La partie gauche de la même figure 3 représente le riser 92 installé dansson guide 22 : son extrémité 30 repose sur la partie supérieure du guidage 22 et 17 011541 constitue la partie femelle d'un connecteur automatique dans laquelle serainsérée la partie mâle 31 dudit connecteur, solidaire d'un coude 32 lui-mêmesolidaire d'un joint flexible 33 connecté à l'extrémité du SCR 3.

En raison de la hauteur de la tour dans cet exemple de réalisation, lalongueur du SCR est inférieure à la hauteur d'eau et ce dernier est assemblé àl'extérieur du champ par le navire d'intervention, puis transporté en pendantjusqu'au FPSO où il est transféré et raccordé à son extrémité supérieure. Sonextrémité inférieure équipée du joint flexible 33, du coude 32 et de la partiemâle 31 du connecteur automatique est reliée à un câble dont la secondeextrémité est transférée par le ROV vers des moyens de tirage, non représentés,solidaires du flotteur et dont la puissance est, par exemple, fournie par ou àtravers le ROV. Le tirage du câble depuis le flotteur merla conduite en formede chaînette et lorsque l'embout mâle 31 se trouve à proximité de la partiefemelle 30 correspondante, les deux parties sont assemblées par des moyens,non représentés, connus de l'homme de l'art dans le domaine des connecteurshydrauliques et pneumatiques. Après mise en place du SCR3, une butée 34 estinstallée sur le flotteur 5 qui vient en appui sur une collerette solidaire 35 ducoude 32 de manière à reprendre les efforts horizontaux engendrés par le SCRet à éviter les rotations de l'ensemble et en particulier du coude autour de l'axe36 des risers 9.

La figure 4 est une vue de côté de l'embase 8 d'une tour multi-risersconstitué d'une plaque de base 40 lestée, reposant sur le sol 12 du fond de lamer et supportant une structure métallique comportant des guides 41, un jointflexible central 42 apte à recevoir l'extrémité inférieure du tendon 6. Deuxrisers 9 sont représentés, sur la gauche le riser 9i est connecté au niveau de lapartie mâle 25i de son connecteur automatique, à la partie femelle 44i du mêmeconnecteur solidaire de la manchette de raccordement 111 à des conduites sous-marines non représentées. Soumis à des variations de température, le riser 9peut se dilater en coulissant dans les divers guides 7 répartis le long de latour. En partie basse, le mouvement de l'extrémité inférieure peut atteindreplusieurs mètres en variations extrêmes : aussi le riser 9i. associé à samanchette 112 sont libres de se déplacer verticalement dans les guides 41t et49i solidaires de la structure de l'embase 8.

Un système de contre poids constitué d'une masse 48i d'un câble 46itourné autour d'une poulie 45i solidaire du bâti de l'embase 8 est connecté à un 18 011541 renfort 50i de la manchette 111 au niveau du point d'attache 47i. Cecontrepoids est dimensionné pour maintenir, en l'absence du riser 9i, lamanchette en position haute, le renfort 50i venant alors en butée avec lastructure de l'embase 8 au niveau du guidage 49i. Cette position haute estdétaillée dans la partie droite de la figure qui montre un riser 9? en cours dedescente, après passage de la partie mâle 252 du connecteur automatique àtravers le dernier guide 4½. Le câble 26 maintenu en tension depuis la surfaceet servant à tirer l'extrémité du riser à travers les différents guides a étédéconnecté par le ROV. La descente du riser 92 est ensuite effectuée jusqu'à ceque la partie mâle 25a rentre dans la partie femelle 442- Dans cette phased'enclenchement, la manchette 11? est toujours en position haute car lecontrepoids 482 est dimensionné pour supporter au moins le poids propre deladite manchette additionné de l'effort vertical nécessaire à la phased'enclenchement. Après le dit enclenchement, le riser 9 peut descendre jusqu'àce que sa partie supérieure repose sur le flotteur, la manchette 11 se trouvantalors en position basse et le contrepoids se soulevant d'autant.

Ainsi, en cas d'intervention future nécessitant l'enlèvement du riser 92, leROV opérera le déverrouillage du connecteur automatique 25?-44? et lors del'extraction du riser, la manchette se remettra en position haute grâce à l'actiondu contrepoids 482- La réinstallation du riser 92 après réparation sera effectuéede la même manière que l'installation initiale, car le dispositif selon l'inventionest entièrement réversible.

Les figures 9 et 10 détaillent un moyen de guidage 7 d'un riser 9, leditmoyen de guidage étant solidaire, au niveau d'une pièce d'accrochage 24,. d'untendon 6 non représenté. Le moyen de guidage 7 est constitué d'une pochecylindrique 7a surmontée d'un entonnoir conique 7b permettant le guidage, lorsde la mise en place du riser, de la partie mâle d'un connecteur automatique nonreprésenté. Ledit connecteur étant d'un diamètre supérieur à celui du riser 9 leguide doit être d'un diamètre nettement supérieur à celui du riser 9. Pourlimiter et amortir les mouvements latéraux du riser en opération, le moyen deguidage 7 est avantageusement muni d'un dispositif ajustable en diamètrepermettant d'ajuster le diamètre intérieur de la poche cylindrique 7a.

Lors de l'opération d'installation ou de retrait du riser, le dispositif estcomplètement rétracté, de sorte que la poche cylindrique 7a présente undiamètre maximal et il est complètement expansé lorsque le riser est en 19 η 1 i ς ζ 1 configuration opérationnelle. υ

Le dispositif ajustable est constitué d'une membrane souple 60 solidaire dumoyen de guidage cylindrique 7a par l'intermédiaire de bagues de sertissagehautes et basses 61, ce qui crée une poche étanche 62 capable de recevoir unfluide par l'intermédiaire d'un orifice 63 muni d'une vanne d'isolation 64. Unemultitude de patins 65a — 65b, par exemple 6 ou 8 patins sont solidaires de lamembrane 60 et viennent en appui avec le riser 9 lorsque la poche 62 estcomplètement remplie. Dans les deux figures 9 & 10, dans la partie gauche dudessin, la membrane 60 associée au patin 65b est représentée en positionrétractée, alors qu'elle est représentée associée au patin 65a en position activedans la partie droite, c'est à dire en contact avec le riser. La poche 62 est encommunication avec une chambre extérieure limitée par une membrane 66 ellemême maintenue étanche par deux cerclages 67, un orifice 68 mettant les deuxchambres en communication. Ainsi, lorsque la poche 62 est vidée de soncontenu par aspiration du fluide à travers la vanne 64, les membranes 60 et 66se trouvent plaquées sur le guidage cylindrique 7a et la multitude de patins 65sont complètement rétractés, laissant ainsi un passage maximal. Lorsque leriser est en place, le fluide de remplissage est pompé à travers la vanne 64,jusqu'à ce que la membrane extérieure se gonfle par la pression ; ladite vanneest alors fermée et l'effet centraliseur est obtenu et la force peut être ajustéesimplement par injection d'un volume supplémentaire de fluide créant ungonflement de la membrane extérieure, laquelle joue le rôle de vessiepressurisée, donc de réserve sous pression. L'utilisation d'un fluide à très forteviscosité, tel une graisse filante, chargée ou non, permet à l'ensemble de jouerle rôle d'amortisseur par absorption d'énergie, ce qui empêche l'apparition dephénomènes vibratoires dans le riser soumis aux effets du courant. Les phasesde gonflage, de dégonflage ou d'ajustement de la pression sont réalisées à l'aide

Vr des bras manipulateurs et de pompes embarquées à bord des ROVsd'intervention. La membrane extérieure 66 joue le rôle de témoin visuel, ce quipermet, sans mesure complémentaire, de connaître l'état du guidageamortisseur, par simple inspection à l'aide des caméras disponibles sur lesROVs.

La figure 5 est la vue de côté de la partie inférieure d'une tour mono-riserconstituée d'une embase 16 reposant sur le sol 12 et supportant la manchettecoudée de raccordement 17 à l'extrémité de laquelle est installé un joint flexible 20 011541 37 connecté lui même à la partie femelle 38 d'un connecteur automatique. Leriser 15 est équipé à sa base de la partie mâle 39 du même connecteurautomatique. Dans ce mode de réalisation d'un dispositif selon l'invention, leriser 15 joue aussi le rôle de tendon et le connecteur automatique 38-39, ainsique le joint flexible 37 sont dimensionnés pour reprendre la tension engendréepar le fluide sous pression additionné de la tension créée par le flotteur 14 etles conditions d'environnement sur l'ensemble SCR 4 - tour.

La figure 6 représente schématiquement deux positions d'un FPSO, ancrésur touret, et obtenues à partir des résultats d'un calcul effectué en statique,sans tenir compte des effets dynamiques, pour un champ pétrolier installé par2 000 m de fond et avec le flotteur 5 de la tour suivant l'invention positionnéeà 1 000 m de profondeur : le poids linéaire apparent dans l'eau du SCR 3 et duriser vertical 9 unique, faisant office de tendon, considérés pleins d'huile, a étépris en compte pour une valeur de 97,96 kg/m , et la flottabilité nette au niveaudu flotteur 5 à une valeur de 180 tonnes (flottabilité du flotteur-poids apparentdans l'eau du flotteur 5, du tendon et du ou des riser(s) verticaux 9) ; le SCR 3et le riser vertical 9 sont réalisés dans le même matériau et une configuration demême type, tel que d'un diamètre de 10,25 pouces et une épaisseur de 1 pouceavec une rigidité, longitudinale considérée infinie et une isolation donnée ; l'eaude mer est considérée avec un poids volumique de 1 033 kg/m3.

La position moyenne du FPSO 1 étant PO, les résultats des calculsdétaillent les caractéristiques d'une position éloignée Pi et d'une positionrapprochée P2, correspondant à une excursion maximale de 8 % de la profondeur d'eau de 2 000 m, le flotteur 5 étant positionné à une profondeurd'eau égale à environ la moitié de la tranche d'eau considérée et reliée au fond12 par un riser 9 de longueur 1 014 m : - pour la positon Pi la plus éloignée : le rayon de courbure minimal duSCR3 est de 506m avec un angle en tête OCl de 19° pour une tension de157 tonnes et un angle βΐ en bas de 15° pour une tension horizontale de51 tonnes ; la longueur développée du riser 3 est de 1 322 m pour uneimmersion du flotteur 5 de 1 019 m ; l'angle en-tête γ 1 du riser tendu 9 est de15° et la distance horizontale du FPSO 1 à l'embase 8 du riser est de1 027 m. - pour la position P2 la plus rapprochée : le rayon de courbure minimal du 21 011541 SCR3 est de 300 m avec un angle en tête Ct2 de 13 ° pour une tension de 133tonnes et un angle en base β2 de - 10° et une tension horizontale de 30 tonnes;la longueur développée du SCR 3 est bien entendu la même que dans la positionci-dessus, à savoir 1 322 m et l'immersion du flotteur 5 est de 1000 m; l'angleen-tête γ2 du riser tendu 9 est de 9,6° et la distance horizontale du FPSO 1 àl'embase 8 est de 868 m, la distance à la position PO moyenne étant L = 947 m.

La figure 7 représente sur la base des hypothèses détaillées dans la figure 6les variations de tension horizontale et de la distance L de l'embase 8 au FPSO1 en fonction de la profondeur du flotteur 5. On observe ainsi que pour uneaugmentation de la profondeur du flotteur 5, la tension horizontale décroît etprésente un minimum pour - 1 400 m. De plus, pour une profondeur compriseentre - 1 000 et - 1 800 m, la tension est comprise entre 52 et 53 tonnes, doncsensiblement constante. De même, la distance L au FPSO 1 représente unevaleur maximum pour - 1 400 m et reste sensiblement constante autour de- 950 / - 960 m pour une profondeur comprise entre - 1 000 et - 1 800 M.Ainsi, si on installe deux tours sensiblement à la même distance du FPSO avecdes flotteurs situés à des profondeurs très différentes, leurs performancesseront similaires, mais les SCR étant radicalement différents ne risqueront pasd'interférer entre eux.

La figure 8 représente sur la base des hypothèses détaillées de la figure 6les variations de l'excursion du FPSO et de la tension horizontale en fonctionde la profondeur du flotteur 5 et pour une distance du FPSO 1 et embase 8 de950 m (position PO). Le calcul a été réalisé sur la base d'une excursion de 8 %correspondant à une profondeur du flotteur de 1 000 m. Dans les phasès deconception de champs pétroliers, il est d'usage de considérer une excursionmaximale correspondant justement à 8 % de la hauteur d'eau, ce qui correspondà 160 m pour une profondeur d'eau de.,2 000 m. On observe ainsi que pour uneréduction de la profondeur du flotteur 5, l'excursion maximale et la tensionhorizontale ont tendance à augmenter alors que pour une augmentation de cetteprofondeur, l'excursion reste stable autour de 8 % et la tension reste stableautour de 50 tonnes. Il apparaît ainsi que pour des profondeurs supérieures à 1000 m, l'excursion maximale et la tension restent stables en statique. Cetensemble constitue donc un invariant du système, lequel invariant aura un effetstabilisateur pour ce système soumis à des effets dynamiques. 10 15 20 25 30 35 22 011541

Ainsi, selon l'invention, la localisation du flotteur 5 à une profondeursupérieure à la demi hauteur d'eau présente un grand avantage pour la stabilitédu système et donc pour sa tenue en fatigue pendant toute la durée de vie duchamp.

Il apparaît ainsi que pour le développement de champs nécessitant unemultitude de tours, en localisant les flotteurs dans la demi tranche d'eauinférieure, on disposera d'une grande latitude de choix quant à la position desflotteurs, conduisant à de faibles variations des efforts horizontaux et de ladistance tour-FPSO. En procédant ainsi on peut positionner dans l'espace unemultiplicité d'ensembles tour-SCRs en évitant les interférences des flotteursentre eux et des SCRs entre eux, ce qui augmente la sécurité et la performancedes installations durant la durée de vie du champ.

Dans toutes les descriptions des dispositifs selon l'invention, parties mâleset parties femelles des connecteurs automatiques ont été décrites dans uneposition donnée, mais elles peuvent, sans changer le caractère de l'invention,être interverties. De la même manière, la position du connecteur automatique etdu joint flexible adjacent peuvent être inversées sans changer le caractère del'invention. D'une manière générale, une tour augmente la capacité d'excursion duFPSO autour de sa position moyenne, alors qu'un SCR de grandes dimensionsaméliore l'amortissement du système. En effet, la courbe mathématique quereprésente la chaînette constituée par une conduite de masse linéaire et d'inertieconstante présente, en partant du FPSO vers le flotteur, une variation constantede sa courbure, laquelle a une valeur minimale (rayon de courbure maximal) auniveau du FPSO, puis croît vers une valeur maximale (rayon de courbureminimal) au niveau du flotteur. Le FPSO, soumis aux conditionsd'environnement transmettra ses mouvements à l'ensemble constitué du ou desSCRs et de la tour. L'excitation du SCR conduira à des mouvement d'ensembledudit SCR engendrant des variations localisées de rayon de courbure lesquellesengendreront des mouvements transversaux qui auront pour effet d'absorberune partie de l'énergie. Ainsi, des SCR de grande amplitude absorberont unmaximum d'énergie sur toute leur longueur et le transfert d'énergie d'excitationau flotteur sera réduite au minimum. Le SCR joue ainsi, vis à vis de la tour, lerôle de filtre pour les mouvements d'excitation engendrés par le FPSO.

La tour, favorable pour améliorer la capacité d'excursion pour de faibles 23 011541 variations angulaires, est un médiocre amortisseur et de plus elle est sujette àdes vibrations engendrées par des phénomènes tourbillonnaires (vortex), c'estpourquoi le dispositif selon l'invention consiste à installer la tour et sonflotteur à grande profondeur, dans une zone où les courants sont stables et les 5 effets de vortex sont faibles.

Ainsi, sur un champ pétrolier installé par exemple par 1 500m de hauteurd'eau, dans le cas d'une tour de faible hauteur, par exemple située à 100m audessus du fond, le SCR, d'une hauteur, d'environ 1 400m, se comporte vis à visdu FPSO comme un SCR conventionnel, sans toutefois présenter les 10 inconvénients existant dans l'art antérieur et liés à la formation d'une souille auniveau du point de contact et des risques d'endommagement du SCR dans cettezone. La présence de joints articulés au niveau du FPSO et au niveau duflotteur de la tour facilite les excitations de la chaînette, lesquelles conduiront àdes absorption d'énergie, donc à un amortissement global, tout en minimisant la 15 transmission d'efforts au niveau des extrémités, tant au FPSO qu'au flotteur dela tour, par la suppression des encastrements.

Une tour de grande hauteur sera préférée dans le cas où l'on recherche unsystème d'isolation performant tel que le pipe-in-pipe. Le concept pipe-in-pipeest constitué de deux conduites concentriques entre lesquelles un système 20 d'isolation est installé. Ce système d'isolation peut être de la mousse depolyuréthanne, de la mousse syntactique ou encore un gaz à une pressionabsolue pouvant varier de la pression régnant au fond, par exemple, jusqu'auvide absolu, ce dernier présentant le meilleur niveau de performances en termesd'isolation. Nous rappelons à ce sujet que la mousse syntactique est constituée 25 de microsphères, en général de verre enrobé dans une matrice de matièresréticulables de type époxy ou polyuréthanne. Un tel système pipe-in-pipe estcoûteux et présente une certaine complexité de mise en œuvre car il est engénéral constitué d'éléments de 12 ou 24m de longueur assemblés par soudageou par vissage. S'il est particulièrement bien adapté aux risers de la tour, son 30 utilisation pour les SCR est plus délicate et l'on préfère mettre en œuvre dessystèmes d'isolation plus résistants mais moins performants et moins coûteux,tels les coquilles de mousse syntactique pour moyennes profondeurs. Ainsi,avec une tour de grande hauteur on met en œuvre, au sein de la tour seulement,une technologie de pipe-in-pipe chère mais performante et présentant un 35 maximum de garanties de durée de vie, car la tour se trouve dans la partie la 24 011543 plus calme de la tranche d'eau. On utilise dans la partie haute des SCR associésà des systèmes d'isolation moins performants sur le plan thermique, mais plusaptes à résister durant la durée de vie des installations aux conditionsd'environnement, et ce à des coûts considérablement moindres. Ainsi le fluide

5 arrivant en pied de tour à une température, par exemple 55°C, il perdra durantson trajet dans la tour quelques degrés, par exemple 4-5°C, essentiellement dusà la dépressurisation de l'effluent sur un trajet représentant par exemple 45% dela hauteur d'eau et, sur le parcours du SCR représentant le complément, soit55% de la hauteur d'eau, il perdra encore quelques degrés, par exemple 7-9°C 10 dus en partie à une isolation moins performante et en partie à ladépressurisation de l'effluent. Dans l'exemple cité, le fluide aura ainsi perdu autotal de 11 à 14°C en utilisant deux systèmes d'isolation présentant des niveauxde performance très différents, car l'objectif recherché est une optimisation del'ensemble isolation globale basée sur des critères de durée de vie et de coût. 15 Une tour de grande hauteur sera aussi préférée dans le cas où des bouchons de gaz ont tendance à se former dans la colonne montante. En effet,de tels bouchons sont suivis d'un front liquide pouvant se déplacer à desvitesses très élevées et provoquant de manière hératique des phénomènesinternes de type coups de bélier. Ces phénomènes se répercutent sur le SCR et 20 remontent jusqu'au FPSO en créant des fronts de pression interne au sein dufluide. De tels coups de bélier au sein des risers verticaux peuvent engendrerdes efforts de plusieurs tonnes au niveau des extrémités. Ces efforts seproduiront alors au niveau du flotteur dont la masse globale peut atteindre 100à 200 tonnes, ce qui rend insignifiantes les conséquences de tels phénomènes 25 sur le système de risers. On considère ainsi que les effets de tels coups de béliersont du deuxième ordre lorsqu'ils se produisent sur la tour verticale alors qu'ilssont du premier ordre lorsqu'ils se produisent au sein d'un SCR de mêmehauteur.

Ainsi, d'une manière générale, dans des configurations de production 30 d'effluent et surtout celles nécessitant une isolation, on privilégiera des tourshautes.

Dans le cas d'injection d'eau, laquelle s'effectue avec une grande stabilitéde la veine fluide et par conséquent n'engendre pas de phénomènes de coups debélier, on installera de préférence une tour basse pour se rapprocher de la 35 configuration d'un simple SCR reposant sur le fond de la mer, sans toutefois 25 10 15 011541 rencontrer les inconvénients de l'art antérieur décrits précédemment.

Dans ce même cas, on remplacera avantageusement le tendon central parune conduite à travers laquelle circulera l'eau d'injection. En effet, les risersd'injection d'eau sont en général en nombre très limités et sont reliés au niveaudu fond de la mer à des embranchements multiples à partir desquels desconduites sous-marines rejoignent les puits d'injection d'eau. Cette conduite-tendon assurera une double fonction, option qui bien que possible dans le casde la production d'effluents pétroliers n'est pas souhaitable car les opérationsde maintenance nécessitent alors un démontage de l'ensemble flotteur-conduite-tendon.

Les développements de champs pétroliers sont souvent réalisés enséquence sur plusieurs années, au fur et à mesure de la réalisation des puits etde l'installation des têtes de puits. Le dispositif selon l'invention permetavantageusement d'installer autour du FPSO une multiplicité de toursindépendantes les unes des autres et situées à des profondeurs différentes, cequi présente l'avantage de localiser le pied de chacune d'entre elles à desdistances horizontales du FPSO d'autant plus grandes que le flotteur est situéplus profond. Cette disposition permet de faire converger vers chacun des piedsde tour un grand nombre de conduites sous-marines, sans interférer avec lespieds de tour voisins ni leurs conduites sous-marines associées. 20

Claims (14)

1. 26 011541 REVENDICATIONS

   1. Dispositif de liaison fond-surface pour conduite sous-marineinstallée à grande profondeur comportant d'une part une tour verticaleconstituée d'au moins un flotteur (5, 14) associé à un système d'ancrage (6, 8,16) et portant au moins un riser vertical (9, 15) reliant ledit flotteur jusqu'aufond de la mer (18) et pouvant se connecter à une dite conduite sous-marinereposant sur le fond de la mer, et d'autre part au moins une conduite de liaison(4, 3) depuis ledit flotteur (5, 14) vers tout support de surface (1) caractérisé ence que ladite conduite de liaison (4, 3) est un riser dont la paroi est un tuberésistant rigide.
2. 2. Conduite suivant la revendication 1, caractérisée en ce que leditflotteur (5, 14) est installé à une profondeur d'immersion située en dessous dela dernière thermocline, de préférence à une profondeur d'immersion supérieureà 300 m, de préférence encore supérieure à 500 m.
3. 3. Dispositif de liaison suivant la revendication 2, caractérisé en ceque ledit flotteur est installé à une profondeur supérieure à la demi profondeurd'eau à laquelle la tour est ancrée.
4. 4. Dispositif de liaison suivant l'une des revendications 1 à 3,caractérisé en ce que le système d'ancrage comporte au moins un tendon (6)vertical, une embase inférieure (8) auquel est fixé l'extrémité inférieure dutendon, et au moins un guide (41) à travers lequel passe l'extrémité inférieure(25) du riser (9) vertical.
5. 5. Dispositif de liaison suivant la revendication 4 caractérisé en ceque l'extrémité inférieure (25) du riser (9) vertical est apte à être connectée àl'extrémité (44) d'une manchette coudée mobile, entre une position haute et uneposition basse, par rapport à ladite embase (8), à laquelle cette manchette estsuspendue et associée à un moyen de rappel la ramenant en position haute enl'absence de riser (9).
6. 6. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 4 ou 5caractérisée en ce que ledit tendon (6) comporte des moyens de guidage (7)répartis sur toute sa longueur et à travers lesquels passent au moins ledit riser(9) vertical.
7. 7. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 6caractérisé en ce que l'extrémité supérieure (30) dudit riser vertical (9, 15) estsuspendue à travers au moins un guide (22) solidaire dudit flotteur (5, 14) et 27 011541 connectée par le dessus de celui-ci à l'extrémité coudée (32) de ladite conduitede liaison (4, 3).
8. 8. Dispositif selon l'une des revendications 6 ou 7, caractérisé en ceque lesdits moyens de guidage (7) comprenant une cavité cylindrique (7a) de 5 préférence surmontée d'un entonnoir conique (7b), le diamètre intérieur deladite cavité cylindrique (7a) étant supérieur à celui du riser vertical (9), etlesdits moyens de guidage comprennent une membrane souple (60) solidaire dela paroi interne de ladite cavité cylindrique (7a), créant ainsi une poche étanche(62) entre ladite membrane (60) et ladite paroi interne, poche que l'on peut 10 remplir d'un fluide, de préférence à très forte viscosité, de manière à venir enappui contre le riser.
9. 9. Dispositif selon la revendication 8, caractérisé en ce que des patinsde frottement (65) sont associés à ladite membrane (60) et viennent en appuicontre le riser (9) lorsque ladite poche (62) est remplie de fluide.
10. 10. Procédé de liaison fond-surface par conduite sous-marine installée à grande profondeur utilisant d'une part une tour verticale constituée d'aumoins un flotteur (5, 14) associé à un système d'ancrage (6, 8, 16) et portant aumoins un riser vertical (9, 15) apte à descendre jusqu'au fond de la mer (18) etd'autre part au moins une conduite de liaison (4, 3) depuis ledit flotteur (5, 14) 20 vers tout support de surface (1) caractérisé en ce que on installe ledit flotteur(5, 14) à une profondeur d'immersion située en dessous de la dernièrethermocline (29).
11. 11. Procédé de liaison suivant la revendication 10 caractérisé en ce quel'on relie ledit flotteur (5, 14) au support de surface (1) par au moins un riser 25 résistant rigide constituant ladite conduite de liaison (4, 3).
12. 12. Procédé de liaison suivant l'une quelconque des revendications 10ou 11 caractérisé en ce que : - on met en place sur le fond de la mer (12) une embase (8) que l'onsolidarise audit fond (12), et à laquelle on fixe l'extrémité inférieure d'un 30 tendon (6) qui est solidaire, à son autre extrémité supérieure, dudit flotteur (5),l'ensemble constituant ledit système d'ancrage de la tour verticale ; - on descend progressivement ledit riser vertical (9) depuis la surface (19)et à travers un ensemble de guidage (22) dudit flotteur (5) jusqu'à ce que sonextrémité supérieure (30) vienne en appui sur ledit flotteur (5), son extrémité .35 inférieure (25) venant se connecter à l'extrémité supérieure d'une manchette 28 011541 (11) pré-installée sur ladite embase (8).
13. 13. Procédé de liaison selon l'une quelconque des revendications 10 à 12 caractérisé en ce qu'on installe ledit flotteur (5, 14) à une profondeurd'immersion supérieure à la demi-profondeur d'eau à laquelle est ancrée la tour.
14. 14. Procédé de liaison suivant les revendications 12 et 13 caractérisé en ce qu'on assemble préalablement l'ensemble du riser (9) vertical et on le transporte en position verticale jusqu'à la verticale du guide (22) correspondant du flotteur (5).