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EP1917416B1 - Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface d au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer. - Google Patents

Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface d au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer. Download PDF

Info

Publication number
EP1917416B1
EP1917416B1 EP06794362A EP06794362A EP1917416B1 EP 1917416 B1 EP1917416 B1 EP 1917416B1 EP 06794362 A EP06794362 A EP 06794362A EP 06794362 A EP06794362 A EP 06794362A EP 1917416 B1 EP1917416 B1 EP 1917416B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
pipe
float
floats
riser
sea
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Not-in-force
Application number
EP06794362A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP1917416A1 (fr
Inventor
Floriano Casola
Henri-Jacques Wattez
Giuseppe Attanasio
Garry Mahoney
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saipem SA
Original Assignee
Saipem SA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saipem SA filed Critical Saipem SA
Publication of EP1917416A1 publication Critical patent/EP1917416A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP1917416B1 publication Critical patent/EP1917416B1/fr
Not-in-force legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/01—Risers
    • E21B17/015—Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E21B43/0107—Connecting of flow lines to offshore structures

Definitions

  • the subject of the present invention is an installation of multiple bottom-surface connections of at least two submarine pipes resting at the bottom of the sea, in particular installed at great depth, comprising at least one hybrid tower.
  • the technical field of the invention is more particularly the field of the manufacture and installation of production risers for the underwater extraction of oil, gas or other soluble or fusible material or a suspension of mineral material from wellhead immersed to a floating support, for the development of production fields installed offshore at sea.
  • the main and immediate application of the invention being in the field of oil production.
  • the floating support generally comprises anchoring means to remain in position despite the effects of currents, winds and waves. It also generally comprises oil storage and processing means as well as means of unloading to removal tankers, the latter being present at regular intervals to carry out the removal of the production.
  • the common name of these floating supports is the Anglo-Saxon term “Floating Production Storage Offloading” (meaning “floating medium of storage, production and unloading") which one uses the abbreviated term "FPSO" in the whole of the following description.
  • bottom-surface connections made by going up continuously to the subsurface of the resistant and rigid conduits consisting of tubular elements of thick steel welded or screwed together, in a chain configuration with a curvature continuously variable throughout their length in suspension, commonly called “Steel Catenary Riser” (SCRs) meaning “steel riser chain” and also commonly called “catenary type rigid pipe” or “SCR type riser”.
  • SCRs Steel Catenary Riser
  • Such a catenary duct may go up to the floating support surface or only to a subsurface float that tensions its upper end, which upper end is then connected to a floating support by a plunger flexible connecting pipe.
  • the installation is particularly unstable and would be animated by significant movements according to the swell and the currents, so that such an installation is only possible if the pipes are of flexible pipe type and not SCR type pipes who would present in the zone of the point of contact with the ground, the most constrained zone, fatigue phenomena totally incompatible with conditioning during a lifetime of 10 or even 30 years.
  • the 2 bottom-surface bonds and in particular the 2 floats are spaced from each other a great distance to avoid shocks between the movements of the 2 floats and 2 flexible pipes in their respective movements under the effect of displacements of the floating support and / or swell, wind and currents.
  • a multiple hybrid tower comprising an anchoring system with a vertical tendon consisting of either a cable or a metal bar, or a pipe stretched at its upper end by a float.
  • the lower end of the tendon is attached to a base resting at the bottom.
  • Said tendon comprises guiding means distributed over its entire length through which pass a plurality of said risers vertical.
  • Said base can be placed simply on the bottom of the sea and stay in place by its own weight, or remain anchored by means of batteries or any other device clean to keep it in place.
  • the lower end of the riser vertical is adapted to be connected to the end of a bend, movable cuff, between a high position and a low position, relative to said base, to which this cuff is suspended and associated with a return means bringing it back to the upper position in the absence of the riser:
  • This mobility of the bent sleeve makes it possible to absorb the length variations of the riser under the effects of temperature and pressure.
  • a stop device integral with it, comes to rest on the support guide installed at the head of the float and thus maintains the entire riser in suspension.
  • connection with the submarine pipe resting on the seabed is generally effected by a pig-shaped or S-shaped pipe portion, said S being then made in a vertical or horizontal plane, the connection with said underwater pipe being generally carried out via an automatic connector.
  • This embodiment comprising a multiplicity of vertical risers held by a central structure comprising guide means is relatively expensive and complex to install.
  • the installation must be prefabricated on the ground before being towed at sea, then once on site, cabane to be put in place.
  • its maintenance also requires relatively high operating costs.
  • multi-riser towers with vertical riser anchoring systems capable of receiving 2 risers side by side from the same anchor base, and whose floats at the head said risers are integral and fixed to each other by means of an articulated structure in the form of a parallelogram.
  • the two risers are also connected by means of tubular collars fixed on one of the risers and connected by rings sliding freely around the second riser, so that the two risers can follow substantially the same lateral movements while being relatively more independent in their vertical movements.
  • an object of the present invention is to provide a multi-pipe tower system that can be manufactured at sea from a fishing vessel. driving pose equipped with a laying tower.
  • the object of the present invention is to provide an installation comprising a multiplicity of bottom-surface connections whose manufacturing processes, pose and implement in terms of maintenance are improved and more particularly simplified.
  • Another problem posed according to the present invention is to be able to make and install such bottom-surface connections for submarine pipes at great depths, such as beyond 1,000 meters for example, and of type comprising a vertical hybrid tower and the transported fluid must be maintained above a minimum temperature until it reaches the surface, minimizing components subject to heat loss, avoiding the disadvantages created by the clean thermal expansion, or differential, of various components of said tower, so as to withstand extreme stresses and cumulative fatigue phenomena over the life of the structure, which currently exceeds 20 years.
  • Another problem of the present invention is also to provide a facility of multiple bottom-surface connections with hybrid towers whose anchoring system is of high strength and low cost, and whose manufacturing processes and implementation In place of the various constituent elements are simplified and also of low cost, and can be achieved at sea from a laying ship.
  • the installation according to the present invention has a reduced size and reduced movements and an increased stability compared to the bottom-surface connections comprising the association of 2 SCR type pipes as described in the prior art.
  • vertical riser is used here to account for the substantially vertical theoretical position of the riser when the riser is at rest, provided that the riser axis can know angular movements with respect to the vertical and move in a vertical direction.
  • corner cone ⁇ whose apex corresponds to the attachment point of the lower end of the riser on said base.
  • the installation of multiple bottom-surface links comprises a said second rigid pipe constituted by a second vertical riser whose lower end is fixed to a second base anchored to the bottom of the independent sea said first base and is connected to a said second underwater pipe resting at the bottom of the sea.
  • said second base is located at a distance of at most 50m, preferably 25 to 50m from said first base.
  • said first and second bases comprise suction anchors driven into the seabed.
  • the two bottom-surface links are connected to the upper level, but with different anchors and spaced from each other, so that, in case of differential expansion due to different temperatures in each of the vertical pipes, it This will result in a deformation of the triangle whose vertex is the set of floats and the base formed by the substantially horizontal line connecting the two bases.
  • the bottom-surface connection installation comprises a said second rigid pipe of the catenary type constituted by the end of a said second underwater pipe resting at the bottom of the sea going back up to in subsurface in a chain curve substantially in a continuously variable curvature, to said second float.
  • the point of support and ground contact substantially variable at the discretion of the movements of the upper part of said chain, from which said second catenary duct (or SCR) back in subsurface, stabilizes the base of said chain in a limited area and thus serves as a second base.
  • it is the vertical riser which stabilizes said second SCR type rigid pipe without requiring that the top of this SCR type pipe be stabilized by a cable or tie anchored to the seabed.
  • said first float is connected to the seabed to a third base anchored by at least a first link, said first base being positioned between said third base and said second rigid pipe
  • Said first link acts as a guy with respect to the hybrid riser tower to stabilize it by compensating the horizontal tension created by said second rigid pipe, the latter tending to move said first float floating support as explained further.
  • the bottom-surface connection installation according to the invention comprises two said rigid ducts each consisting of a so-called catenary type pipe going back to the subsurface in a chain-like curve substantially in a continuously variable curvature, up to two so-called second floats, and at least one of said two second floats is attached to said first float, the other second float being attached to one of said first floats; or second floats.
  • the bottom-surface connection installation according to the invention comprises two sets each comprising a said hybrid-tower and a said second rigid pipe of the catenary type, the two assemblies being connected to the same floating support and disposed substantially symmetrically on either side of said floating support by a second substantially horizontal link.
  • the bottom-surface connection installation according to the invention comprises two sets each comprising two so-called tour-hybrids, the two sets being connected to the same floating support and arranged substantially symmetrically on either side said floating support by a second substantially horizontal link.
  • said floats are fixed together by fastening means located at 2 points on each float vertically distant so as to secure the respective movements of the 2 floats, preferably fastening means located at 2 points close to the upper and lower ends respectively of the cylindrical containers constituting said floats.
  • the at least two so-called floats fixed together are inserted inside a peripheral screen of hydrodynamic shape, preferably cylindrical.
  • the attachment points of said first flexible connection line and second flexible connection line to the upper ends respectively of said first rigid pipe and second rigid pipe are located at different heights and one of said first and second Flexible connecting lines are located below the other said flexible connection line, and preferably with greater length and curvature of the lower flexible connection line.
  • This configuration makes it possible to avoid shocks between the first and second flexible connecting lines when they are animated by movement under the effect of the swell, currents and / or the movement of the floating support.
  • the attachment points of said first and second flexible connection lines at the upper ends respectively of the vertical riser and SCR type rigid pipe are substantially at the same height and the two flexible pipes are of substantially the same length, of same curvature, and are connected to each other to be substantially integral with each other, so as to be subjected, if necessary, to synchronous movements and to avoid any interference and shock between the 2 flexible pipes in case of movement related to the swell, currents and / or movements of the floating support.
  • step 2) anchoring said second rigid pipe consisting of a vertical riser to a second independent base and spaced from said first base of at least 25 m
  • the subject of the present invention is a method for operating a petroleum field using at least one installation according to the invention in which fluids are transferred between a floating support and ducts under -marines resting at the bottom of the sea, fluids comprising oil, preferably a plurality of said installations, in particular from 3 to 20 said installations according to the invention connected to the same floating support.
  • connection elements including the type automatic connectors, comprising the lock between a male part and a complementary female part, this lock being designed to be very simply at the bottom of the sea using a ROV, robot controlled from the surface, without requiring direct manual intervention of personnel.
  • Said first and second bases 3a, 3b comprise suction anchors driven into the seabed and spaced at a distance L1 of about 40m.
  • Each of the hybrid risers comprises a flexible pipe 4a, 4b connected to the upper end of said riser via a device of the gooseneck type 7.
  • the FPSO 11 and the gooseneck 7 are not shown in the background, but are detailed in the side views on the figures 2b , 4 and 5 .
  • the riser 1a is installed at the bottom of the sea, the second riser 1b is being installed from a surface vessel 13 equipped with a J 13-1 laying tower.
  • the vertical pipe assembly 1b, chain 5 and second float 2b is lowered to the suction anchor 3b using the handling means of said surface vessel, and, simultaneously, a winch, not shown, is operated from the surface by the ROV 14, so as to tension the cable 19 and thus bring the lower end of the riser 1b to its base 3b where it will then be locked in a known manner, using said ROV.
  • This is facilitated by the fact that simultaneously the upper end of the pipe is stretched by a float in the axis thereof.
  • the floats have internal reinforcements, for example circular stiffeners, or solid or perforated internal partitions, located at the fastening means, so as to transmit between said two floats, all the forces generated by the swell, wind and currents acting on all components and on the FPSO.
  • Said fastening means are either platens assembled by bolts by divers, if the depth of water is sufficiently low, or preferably automatic connectors actuated by a ROV controlled from the surface
  • the two risers 1a, 1b are between them an angle ⁇ of 1 to 10 ° by the spacing of their bases 3a, 3b.
  • the two bottom-surface links having a point of attachment to the upper level, but different anchors and spaced from each other, in case of differential expansion due to different temperatures in each of the vertical pipes, it will result a deformation of the angle triangle at the apex ⁇ and whose base is constituted by the substantially horizontal line connecting the two bases.
  • the flexible connection pipes 4a, 4b, integral with the FPSO 11 are installed.
  • the assembly of the two risers is substantially in the vertical plane ZoX, but the flexible connection lines create a horizontal tension which stabilizes the assembly tending to bring the assembly of the two hybrid risers towards said FPSO, of a negative angle ⁇ in the plane ZoY, as represented on the figure 2b .
  • FIG 3 On the figure 3 is shown in side view the riser 1a of the hybrid tower on which a surface vessel 13 installs a rigid pipe SCR type 1b equipped with its own float 2b, said SCR type pipe passing through said float 2b and ending at its upper part by a gooseneck 7.
  • the two floats In the final phase of approaching said second float 2b on said first float 2a of the hybrid tower, the two floats are locked together at 6-1 in the upper part, and in 6-2 in the lower part.
  • the figure 3a is a section in top view according to the AA plan of the figure 3 , detailing the assembly of a SCR 1b on a single hybrid tower, a hydrodynamic profile screen 8, preferably of circular section surrounds all the floats, so as to minimize the hydrodynamic forces due to the current and the swell.
  • the figure 3b is a section in top view according to the AA plan of the figure 3 , detailing the assembly of two SCRs 1b1, 1b2 each equipped with its own float 2b1, 2b2, the two so-called SCRs being preferably arranged symmetrically in a plane forming a delta angle, for example 30 °, preferably symmetrical with respect to the plane vertical ZoY.
  • the SCRs 1b are disposed on the side of the riser 1a farthest from the FPSO 11 for obvious reasons related to congestion constraints, and said SCRs 1b create a large horizontal tension H which tends to separate the two floats 2a , 2b of the FPSO 11, and the hybrid lair or laths of the risers 1a then incline by a positive angle ⁇ .
  • a solid link 9-1 at its upper end of the main float 2a and at its lower end to a weight anchor or a suction anchor 3c, thus constituting a tie rod.
  • the bottom-surface connection installation comprises two sets each comprising a said hybrid tower with a single riser 1a and a so-called second rigid pipe catenary type 1b, the two sets being connected to the same floating support (11) and arranged substantially symmetrically on either side of said floating support by a second substantially horizontal link (9-2) thus constituting a tie rod horizontal to compensate said opposite horizontal forces H and H '.
  • the figure 6a is a section according to the AA plan of the figure 3 relating to the configuration of Figure 3b , detailing a circular cylindrical screen 8 consisting of two half-shells 8-1,8-2 assembled at 15, said half-shells being secured to said floats by elastomeric links 16.
  • This screen has a hydrodynamic profile extending advantageously over the entire height of the floats, themselves made of cylindrical drums, so as to minimize the effects of the swell and the current, which then considerably reduces the movements of the assembly, thereby reducing fatigue problems throughout the lifetime of the installation that exceeds 25-30 years or more.
  • the second 2 connecting lines or flexible pipes 4a, 4b - which arrive at their other end at the floating support substantially at the same height - form curves of different curvatures.
  • the first flexible pipe 4a always remains below the second flexible pipe 4b and the first flexible pipe 4a has a greater curvature, that is to say, plunges more than the second pipe 4b, the first flexible pipe 4a being longer than the second flexible pipe 4b.

Landscapes

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Description

  • La présente invention a pour objet une installation de liaisons fond-surface multiples d'au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer, notamment installées à grande profondeur comprenant au moins une tour-hybride.
  • Le secteur technique de l'invention est plus particulièrement le domaine de la fabrication et de l'installation de colonnes montantes (« riser ») de production pour l'extraction sous-marine de pétrole, de gaz ou autre matériau soluble ou fusible ou d'une suspension de matière minérale à partir de tête de puits immergé jusqu'à un support flottant, pour le développement de champs de production installés en pleine mer au large des côtes. L'application principale et immédiate de l'invention étant dans le domaine de la production pétrolière.
  • Le support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courants, des vents et de la houle. Il comporte aussi en général des moyens de stockage et de traitement du pétrole ainsi que des moyens de déchargement vers des pétroliers enleveurs, ces derniers se présentant à intervalle régulier pour effectuer l'enlèvement de la production. L'appellation courante 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 utilise le terme abrégé "FPSO" dans l'ensemble de la description suivante.
  • On connaît des liaisons fond-surface d'une conduite sous-marine reposant au fond de la mer, liaison du type appelé tour-hybride comprenant :
    • un riser vertical dont l'extrémité inférieure est ancrée au fond de la mer et relié à une dite conduite reposant au fond de la mer, et l'extrémité supérieure est tendue par un flotteur immergé en subsurface auquel elle est reliée, et
    • une conduite de liaison, en général une conduite de liaison flexible, entre l'extrémité supérieure dudit riser et un support flottant en surface, ladite conduite de liaison flexible prenant, le cas échéant, de par son propre poids la forme d'une courbe en chaînette plongeante, c'est-à-dire descendant largement en dessous du flotteur pour remonter ensuite jusqu'audit support flottant.
  • On connaît également des liaisons fond-surface réalisées en remontant de manière continue jusqu'en subsurface des conduites résistantes et rigides constituées d'éléments tubulaires en acier de forte épaisseur soudés ou vissés entre eux, en configuration de chaînette avec une courbure continûment variable dans toute leur longueur en suspension, communément appelés « Steel Catenary Riser » (SCRs) signifiant « riser en acier en forme de chaînette » et aussi communément appelés « conduite rigide du type caténaire » ou « riser du type SCR ».
  • Une telle conduite caténaire peut remonter jusqu'au support flottant en surface ou seulement jusqu'à un flotteur en subsurface qui tensionne son extrémité supérieure, laquelle extrémité supérieure est alors reliée à un support flottant par une conduite de liaison flexible plongeante.
  • Des risers caténaire à configuration renforcée sont décrits dans WO 03/102358 de la demanderesse.
  • Dans WO 00/49267 de la demanderesse, on a proposé comme conduite de liaison entre le riser dont le sommet est tensionné par un flotteur immergé en surface et le support flottant, des conduites rigides de type SCR et on installe le flotteur en tête du riser à une distance plus grande de la surface notamment à au moins 300 m de la surface, de préférence au moins 500 m.
  • Dans WO 00/08262 (D1) et WO 03/097990 (D2), on a proposé des installations comprenant 2 conduites rigides en chaînette du type SCR remontant chacune jusqu'à respectivement 2 flotteurs immergés en subsurface et les extrémités supérieures desdites conduites rigides de type SCR sont reliées respectivement à 2 conduites flexibles plongeantes assurant la liaison entre lesdites conduites rigides SCR et un support flottant. Ces 2 liaisons fond-surface sont disposées symétriquement l'une par rapport à l'autre et sensiblement à la même hauteur, tant en ce qui concerne l'extrémité supérieure du SCR que le point d'accroche et la courbe formée par lesdites conduites flexibles.
  • Dans WO 00/08262 , l'installation est particulièrement instable et serait animée de mouvements importants au gré de la houle et des courants, de sorte qu'une telle installation n'est envisageable que si les conduites sont de type conduite flexible et non pas des conduites de type SCR qui présenteraient dans la zone du point de contact avec le sol, zone la plus contrainte, des phénomènes de fatigue totalement incompatibles avec un conditionnement pendant une durée de vie de 10, voire 30 ans.
  • Dans WO 03/097990 , l'installation est plus stable car chacun des flotteurs est ancré sur le fond de la mer par un tirant. D'autre part, la liaison horizontale entre les flotteurs est constituée également par un tirant de masse importante, donc en configuration de chaînette. Ceci crée une tension horizontale qui compense la tension horizontale de chacune des conduites de type SCR en forme de chaînette. Mais l'ensemble présente ainsi une souplesse très importante, incompatible avec une tenue acceptable à long terme pour une conduite de type rigide SCR, notamment au niveau de la zone du point de contact avec le sol.
  • Dans ces 2 brevets, les 2 liaisons fond-surface et notamment les 2 flotteurs sont espacés l'un de l'autre d'une grande distance pour éviter les chocs entre les mouvements des 2 flotteurs et des 2 conduites flexibles dans leurs mouvements respectifs sous l'effet des déplacements du support flottant et/ou de la houle, du vent et des courants.
  • On cherche à mettre en oeuvre un maximum de liaisons fond-surface à partir d'un même support flottant pour optimiser l'exploitation des champs pétroliers. C'est pourquoi on a proposé différents systèmes pouvant associer plusieurs risers verticaux ensemble afin de réduire l'encombrement du champs d'exploitation et pouvoir mettre en oeuvre un plus grand nombre de liaisons fond-surface reliés à une même support flottant. Typiquement il est nécessaire de pouvoir installer jusqu'à 30, voire 40 liaisons fond- surface à partir d'un même support flottant.
  • Dans WO 00/49267 , on a décrit une tour hybride multiple comportant un système d'ancrage avec un tendon vertical constitué soit d'un câble, soit d'une barre métallique, soit encore d'une conduite tendue à son extrémité supérieure par un flotteur. L'extrémité inférieure du tendon est fixée à une embase reposant au fond. Ledit tendon comporte des moyens de guidage répartis sur toute sa longueur à travers lesquels passent une pluralité de dits risers verticaux. Ladite embase peut être posée simplement sur le fond de la mer et rester en place par son propre poids, ou rester ancrée au moyen de piles ou tout autre dispositif propre à la maintenir en place. Dans WO 00/49267 , l'extrémité inférieure du riser vertical est apte à être connectée à l'extrémité d'une manchette coudée, mobile, entre une position haute et une position basse, par rapport à ladite embase, à laquelle cette manchette est suspendue et associée à un moyen de rappel la ramenant en position haute en l'absence du riser: Cette mobilité de la manchette coudée permet d'absorber les variations de longueur du riser sous les effets de la température et de la pression. 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 totalité du riser en suspension.
  • La liaison avec la conduite sous-marine reposant sur le fond de la mer est en général effectuée par une portion de conduite en forme de queue de cochon ou en forme de S, ledit S étant alors réalisé dans un plan soit vertical soit horizontal, la liaison avec ladite conduite sous-marine étant en général réalisée par l'intermédiaire d'un connecteur automatique.
  • Ce mode de réalisation comprenant une multiplicité de risers verticaux maintenus par une structure centrale comportant des moyens de guidage est relativement coûteux et complexe à installer. D'autre part, l'installation doit être préfabriquée à terre avant d'être remorquée en mer, puis une fois sur site, cabanée en vue d'être mise en place. En outre, sa maintenance requiert également des coûts d'exploitation relativement élevés.
  • Dans WO02/6678 et WO02/10315 au nom de la demanderesse, on a décrit des tours-hybrides à risers multiples avec des systèmes d'ancrage de risers verticaux aptes à recevoir 2 risers côte à côte à partir d'une même embase d'ancrage, et dont les flotteurs en tête desdits risers sont solidaires et fixés l'un à l'autre au moyen d'une structure articulée en forme de parallélogramme. Les 2 risers sont par ailleurs reliés à l'aide de colliers tubulaires fixés sur l'un des risers et relié par des bagues coulissant librement autour du deuxième riser, de sorte que les 2 risers peuvent suivre sensiblement les mêmes mouvements latéraux tout en étant relativement plus indépendants dans leurs mouvements verticaux.
  • En effet, lorsque l'on souhaite associer une pluralité de risers à un même support flottant, se pose le problème de l'interférence des mouvements desdits risers qui sont soumis au même mouvement que leur flotteur de tensionnement en tête sous l'effet des déplacements du support flottant en surface soumis à la houle, au vent et aux courants.
  • Les réalisations décrites ci-dessus sont relativement performantes, mais encore relativement trop compliquées en ce qui concerne leur procédé de pose et les contraintes de maintenance lors de leur mise en oeuvre, notamment au niveau du système d'ancrage mais également s'agissant de l'association des risers entre eux. En outre et surtout ce type de tour hybride à risers multiples doit être préfabriqué à terre avant d'être installé en mer.
  • D'autre part, lorsque l'on met en oeuvre une multiplicité de liaisons fond-surface de type tour-hybride comprenant chacune un unique riser vertical, il est nécessaire en pratique d'espacer les différences liaisons les unes par rapport aux autres, ceci pour au moins les 2 raisons suivantes :
    1. 1- Tout d'abord les embases respectives des 2 tours hybrides lorsqu'elles sont ancrées par des ancres à succion ancrées au fond de la mer, doivent être espacées d'une distance d'au moins 5 fois, de préférence au moins 10 fois, le diamètre desdites ancres pour éviter des interférences au niveau de la solidité du sol marin et garantir un ancrage fiable, et
    2. 2- d'autre part, les flotteurs au sommet des risers sont soumis à des déplacements dans un cône dont le sommet est situé au niveau du système d'ancrage (voir fig.1), et dont l'angle nécessite de prévoir une distance suffisante entre les différents flotteurs en tête des risers verticaux pour éviter que ceux-ci ne viennent se heurter les uns contre les autres.
  • Ces contraintes impliquent un étalement de la zone d'exploitation et une limitation du nombre de liaisons fond-surface pouvant être reliées sur un même support flottant, au niveau des bordés pour éviter les interférences entre les différentes liaisons.
  • De plus, le pétrole brut cheminant sur de très grandes distances, plusieurs kilomètres, on doit leur fournir un niveau d'isolation extrême coûteux pour, d'une part minimiser l'augmentation de viscosité qui conduirait à une réduction de la production horaire des puits, et d'autre part d'éviter le blocage du flot par dépôt de paraffine, ou formation d'hydrates dès lors que la température descend aux alentours de 30-40°C. Ces derniers phénomènes sont d'autant plus critiques, particulièrement en Afrique de l'Ouest, que la température du fond de la mer est de l'ordre de 4°C et que les pétroles bruts sont de type paraffiniques. Il est donc souhaitable que les liaisons fond-surface soient de longueurs réduites et donc que l'encombrement des différentes liaisons reliées à un même support flottant soient limités.
  • C'est pourquoi on cherche à fournir une installation apte à exploiter depuis un même support flottant une pluralité de liaisons fond-surface de type tour-hybride d'encombrement et mouvement réduits et qui soit aussi plus simple à poser et pouvant être fabriquée en mer depuis un navire de pose de conduite, ceci afin d'éviter une préfabrication à terre suivie d'un remorquage sur site et d'un cabanage pour la mise en place finale de l'installation.
  • Dans la publication de la demande US 2004/0129425 on a proposé de mettre en oeuvre un unique et même flotteur auquel est reliée une pluralité de risers verticaux et/ou conduites de type SCR ancrés ou respectivement reposant au fond de la mer. Mais le système proposé dans ce brevet présente plusieurs inconvénients :
    • tout d'abord, le flotteur pour des raisons de mise en place de l'installation, doit présenter des caractéristiques de flottabilité variables de manière à pouvoir augmenter la flottabilité au fur et à mesure de l'accrochage séquentiel des différentes conduites du type riser SCR plus conduite flexible, et
    • en second lieu, l'accrochage du sommet d'un deuxième riser vertical et/ou d'une conduite SCR sur le flotteur au sommet d'un premier riser vertical pose des problèmes d'ordre pratique qui ne sont pas résolus et même pas évoqués dans cette publication de demande de brevet américain.
  • A cet égard, l'enseignement de cette demande de brevet est donc incomplet et spéculatif. En effet, lorsque l'on met en place un riser vertical en mer in situ depuis un navire de surface équipé notamment d'une tour de pose en J, ce qui est le procédé le plus avantageux, on accroche les uns aux autres les éléments unitaires de conduite ou « rames » sur le navire et on descend progressivement la conduite en construction au fond de la mer, la première rame étant ancrée au fond de la mer et la dernière rame comprenant un flotteur qui permet de stabiliser le riser en position verticale.
  • Il est donc très difficile, voire impraticable, d'arrimer l'extrémité supérieure d'un deuxième riser (non encore stabilisé), à un flotteur déjà installé en tête d'un premier riser vertical précédemment posé. De plus, les dilatations différentielles entre deux dits risers, l'un froid et l'autre chaud, pouvant atteindre plusieurs mètres pour des profondeurs d'eau de 1500m, rendent quasiment impossible la mise en parallèle de deux dits risers en l'absence de dispositions particulières soit au niveau supérieur, soit au niveau inférieur desdits risers.
  • Enfin, un autre inconvénient du système proposé dans cette demande de brevet US 2004/0129425 est que le flotteur doit être pré dimensionné en fonction d'une flottabilité maximum déterminée, apte à tensionner un nombre prédéterminé de conduites. Or, en pratique, il est souhaitable de pouvoir mettre en place les différentes liaisons fond-surface de manière étalée dans le temps sans pouvoir préjuger, lors de l'installation du système initial, de leur nombre final qui n'est en général pas connu au départ de manière certaine et précise.
  • Ce système de tour multi-conduites doit en fait être préfabriqué à terre avant d'être posé en mer. Or, un but de la présente invention est de fournir un système de tour multi-conduites qui puisse être fabriqué en mer depuis un navire de pose de conduite équipé d'un tour de pose.
  • Plus généralement, le but de la présente invention est de fournir une installation comprenant une multiplicité de liaisons fond-surface dont les procédés de fabrication, pose et mise en oeuvre en terme de maintenance soient améliorés et plus particulièrement simplifiés.
  • Plus particulièrement encore, le problème posé selon la présente invention est donc de fournir une installation avec une multiplicité de liaisons fond-surface à partir d'un même support flottant, dont les procédés de pose et de mise en place de l'installation permettent à la fois :
    • de réduire la distance d'implantation entre les différentes liaisons fond-surface, c'est-à-dire permettent d'installer une pluralité de liaisons fond-surface dans un espace le plus réduit possible ou en d'autres termes avec une emprise au sol réduite, ceci afin, entre autre, d'augmenter le nombre de liaisons fond-surface qu'il est possible d'installer le long du bordé d'un FPSO, sans que lesdites liaisons fond-surface n'interfèrent entre elles, et,
    • une fabrication et mise en place aisée par fabrication et pose séquentielle des différentes conduites à partir d'un navire de pose en surface équipé d'une tour de pose en J, et enfin
    • d'optimiser la mise en oeuvre des moyens de flottabilité dans le cas d'une mise en place étalée dans le temps sur une longue période de temps entre la mise en place des différentes liaisons fond-surface et ce, sans qu'il soit nécessaire de connaître au départ le nombre de liaisons qui sont à poser, ni leurs caractéristiques en termes de dimensions, et de poids unitaire.
  • En effet, lors de la phase d'ingénierie du développement d'un champ pétrolifère, le réservoir de pétrole n'est connu à ce stade que de manière incomplète, la production à plein régime impose alors bien souvent de reconsidérer, au bout de quelques années, les schémas initiaux de production et l'organisation des équipements associés. Ainsi, lors de l'installation du système initial, le nombre de liaisons fond-surface et leur organisation est défini par rapport à des besoins estimés, lesdits besoins étant de manière quasi-systématique revus à la hausse après la mise en production du champ, soit pour la récupération du pétrole brut, soit pour la nécessité d'injecter davantage d'eau dans le réservoir, soit encore pour récupérer ou réinjecter davantage de gaz. Au fur et à mesure de l'épuisement du réservoir, on est en général amené à forer de nouveaux puits pour réinjecter de l'eau ou du gaz, ou encore à forer des puits de production en de nouveaux endroits du champ, de manière à augmenter le taux de récupération global, ce qui complique d'autant l'ensemble des liaisons fond-surface reliées au bordé du FPSO.
  • Un autre problème posé selon la présente invention est de pouvoir réaliser et installer de telles liaisons fond-surface pour conduites sous-marines à grandes profondeurs, telles qu'au delà de 1 000 mètres par exemple, et de type comportant une tour hybride verticale et dont le fluide transporté doit être maintenu au dessus d'une température minimale jusqu'à son arrivée en surface, en réduisant au minimum les composants sujets à déperdition thermique, en évitant les inconvénients créés par l'expansion thermique propre, ou différentielle, des divers composants de ladite tour, de manière à résister aux contraintes extrêmes et aux phénomènes de fatigue cumulée sur la durée de vie de l'ouvrage, qui dépasse couramment 20 années.
  • Un autre problème de la présente invention est aussi de fournir une installation de liaisons fond-surface multiples avec des tours hybrides dont le système d'ancrage soit d'une grande résistance et d'un faible coût, et dont les procédés de fabrication et mise en place des différents éléments constitutifs soient simplifié et également d'un faible coût, et puisse être réalisé en mer depuis un navire de pose.
  • Pour ce faire la présente invention fournit une installation de liaisons fond-surface d'au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer, notamment à grande profondeur, comprenant :
    1. 1) une première tour hybride comprenant :
      1. a) une conduite rigide consistant en un riser vertical dont l'extrémité inférieure est fixée à une première embase ancrée au fond de la mer et reliée à une première dite conduite sous-marine reposant au fond de la mer et dont l'extrémité supérieure est tensionnée de façon sensiblement verticale par un premier flotteur immergé en subsurface, de préférence à au moins 100m de profondeur, auquel elle est reliée et
      2. b) une première conduite de liaison, de préférence une conduite flexible, assurant la liaison entre un support flottant et l'extrémité supérieure du dit riser, et
    2. 2) au moins une deuxième conduite rigide remontant depuis le fond de la mer où elle repose, ou depuis une deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer à laquelle son extrémité inférieure est reliée, jusqu'en subsurface
    où son extrémité supérieure est reliée à au moins respectivement une deuxième conduite de liaison, de préférence flexible, assurant sa liaison avec un même dit support flottant.
  • L'installation selon l'invention est caractérisée en ce que :
    • l'extrémité inférieure de la (ou des) dite(s) deuxième(s) conduite(s) rigide(s) n'est pas ancrée à ladite première embase, et
    • l'extrémité supérieure de la (ou des) dite(s) deuxième(s) conduite(s) rigide(s) est reliée respectivement à un (ou des) deuxième(s) flotteur(s) situé(s) sensiblement à même profondeur que ledit premier flotteur et fixé(s) rigidement audit premier flotteur, de préférence l'un contre l'autre
  • On entend ici par « fixé rigidement » que les 2 flotteurs sont rendus solidaires entre eux dans leurs mouvements par une liaison rigide, et qu'en particulier tout degré de liberté en rotation ou translation de l'un des flotteurs par rapport à l'autre est supprimé à la manière d'un encastrement.
  • L'installation selon la présente invention présente un encombrement et des mouvements réduits et une stabilité accrue par rapport aux liaisons fond-surface comportant l'association de 2 conduites de type SCR telles que décrites dans la technique antérieure.
  • Ce système de disposition et coopération de deux conduites rigides dont l'une est constituée d'un riser vertical, avec chacune un flotteur propre au sommet et des ancrages indépendants permet en outre d'une part de fabriquer toute l'installation en mer depuis un navire de pose de conduite et de simplifier leur pose respective en mer et d'autre part leur confère une stabilité en opération de par la fixation mutuelle de leurs flotteurs, avec des mouvements identiques des seules extrémités supérieures et des flotteurs, l'écart minimal respecté des points d'appui au sol ou embase, bien que réduit, contribuant aussi à la stabilisation des mouvements en tête de riser(s) et conduite(s) rigide(s) caténaire(s)
  • Ceci permet de rapprocher les flotteurs sans risquer d'entrechoquement entre les 2 flotteurs dans leurs mouvements respectifs.
  • On utilise ici le terme "riser vertical" pour rendre compte de la position théorique sensiblement verticale du riser lorsque celui-ci est au repos étant entendu que l'axe du riser peut connaître des mouvements angulaires par rapport à la verticale et se mouvoir dans un cône d'angle α dont le sommet correspond au point de fixation de l'extrémité inférieure du riser sur ladite embase.
  • Dans un premier mode de réalisation, l'installation de liaisons fond-surface multiples selon l'invention comprend une dite deuxième conduite rigide constituée par une deuxième riser vertical dont l'extrémité inférieure est fixée à une deuxième embase ancrée au fond de la mer indépendante de ladite première embase et est reliée à une dite deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer.
  • De préférence, la dite deuxième embase est située à une distance d'au plus 50m, de préférence 25 à 50m de la dite première embase.
  • Plus particulièrement, lesdites première et deuxième embases comprennent des ancres à succion enfoncées dans le fond de la mer.
  • Ainsi, les deux liaisons fond-surface sont liées au niveau supérieur, mais avec des ancrages différents et espacés l'un de l'autre, de sorte que, en cas de dilatation différentielle due à des températures différentes dans chacune des conduites verticales, il en résultera une déformation du triangle dont le sommet est l'ensemble des flotteurs et la base constituée par la droite sensiblement horizontale reliant les deux embases.
  • Dans un deuxième mode de réalisation, l'installation de liaison fond-surface selon l'invention comprend une dite deuxième conduite rigide du type caténaire constituée par l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable , jusqu'au dit deuxième flotteur. Dans ce mode de réalisation, le point d'appui et de contact au sol, sensiblement variable au gré des mouvements de la partie haute de ladite chaînette, à partir duquel ladite deuxième conduite caténaire (ou SCR) remonte en subsurface, stabilise la base de ladite chaînette dans une zone limitée et fait ainsi office de deuxième embase. Dans ce mode de réalisation, c'est le riser vertical qui stabilise ladite deuxième conduite rigide de type SCR sans nécessiter que le sommet de cette conduite de type SCR soit stabilisée par un câble ou tirant ancré au fond de la mer.
  • Toutefois, dans une installation de liaison fond-surface selon l'invention, de préférence, ledit premier flotteur est relié au fond de la mer à une troisième embase ancrée par au moins un premier lien, ladite première embase étant positionnée entre ladite troisième embase et ladite deuxième conduite rigide
  • Ledit premier lien joue le rôle de hauban vis-à-vis de la tour riser hybride permettant de le stabiliser en compensant la tension horizontale crée par ladite deuxième conduite rigide, celle-ci tendant en effet à écarter ledit premier flotteur du support flottant comme explicité plus loin.
  • Dans une variante de réalisation avantageuse, l'installation de liaison fond-surface selon l'invention comprend deux dites conduites rigides constituées chacune par une dite conduite du type caténaire remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'à deux dits deuxièmes flotteurs, et l'un au moins des deux dits deuxièmes flotteurs est fixé audit premier flotteur, l'autre deuxième flotteur étant fixé à l'un desdits premier ou deuxième flotteurs.
  • Dans une autre variante avantageuse de réalisation, l'installation de liaison fond- surface selon l'invention comprend deux ensembles comprenant chacun une dite tour-hybride et une dite deuxième conduite rigide du type caténaire, les deux ensembles étant reliés au même support flottant et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre dudit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal.
  • Dans une autre variante avantageuse de réalisation, l'installation de liaison fond- surface selon l'invention comprend deux ensembles comprenant chacun deux dites tour-hybrides, les deux ensembles étant reliés au même support flottant et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre dudit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal.
  • Plus particulièrement encore, l'installation de liaisons fond-surface selon l'invention comprend un ensemble comprenant :
    • deux dites tours hybrides avec deux dits risers verticaux dont lesdits premiers flotteurs sont fixés l'un contre l'autre, et
    • deux dites deuxièmes conduites rigides du type caténaire remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'à deux dits deuxièmes flotteurs,
    • les deux dits deuxième flotteurs étant fixés respectivement aux deux dits premiers flotteurs. En d'autres termes, chaque deuxième flotteur est fixé à un dit premier flotteur différent, les deux dits premiers flotteurs étant fixés l'un à l'autre.
  • Pour optimiser l'espace du champs d'exploitation pétrolier, il est alors possible de mettre en place une pluralité d'installations selon l'invention constituées respectivement de dits ensembles de 1 ou 2 tours hybrides chacune avec un unique riser, associées à 1 ou 2 conduites rigides caténaires, chaque ensemble constituant une sorte d'îlot d'exploitation.
  • La relative stabilité et les mouvements réduits de ces ensembles ou îlots permettent d'installer desdits ensembles à des distances relativement rapprochées, notamment à moins de 50 m les uns des autres.
  • Dans un mode préféré de réalisation, lesdits flotteurs sont fixés entre eux par des moyens de fixation situés au niveau de 2 points sur chaque flotteur distants verticalement de manière à solidariser les mouvements respectifs des 2 flotteurs, de préférence des moyens de fixation situés en 2 points proches respectivement des extrémités supérieure et inférieure des bidons cylindriques constituant lesdits flotteurs.
  • Avantageusement encore, les au moins deux dits flotteurs fixés ensemble sont insérés à l'intérieur d'un écran périphérique de forme hydrodynamique, de préférence cylindrique.
  • Ladite conduite de liaison entre le support flottant et l'extrémité supérieure du riser vertical peut être :
    • une conduite flexible ou à rigidité réduite si le flotteur de tête se trouve proche de la surface, ou
    • une conduite en acier épais, donc rigide, si le flotteur de tête se trouve à grande profondeur.
      Pour relier les conduites flexibles auxdites conduite rigide ou riser on intercale des dispositifs de type col de cygne connu de l'homme de l'art et dont un exemple amélioré est décrit dans FR 2 809 136 au nom de la demanderesse.
  • Dans une variante avantageuse de réalisation, les points d'accroche desdites première conduite de liaison flexible et deuxième conduite de liaison flexible aux extrémités supérieures respectivement desdites première conduite rigide et deuxième conduite rigide sont situés à des hauteurs différentes et l'une desdites première et deuxième conduites de liaison flexibles est située dessous l'autre dite conduite de liaison flexible, et de préférence avec une longueur et une courbure plus importantes de la conduite de liaison flexible la plus basse.
  • Cette configuration permet d'éviter les chocs entre les 2 première et deuxième conduites de liaison flexibles lorsqu'elles sont animées de mouvement sous l'effet de la houle, de courants et/ou du mouvement du support flottant.
  • Dans une autre variante de réalisation, les points d'accroche desdites première et deuxième conduites de liaison flexibles aux extrémités supérieures respectivement des riser vertical et conduite rigide de type SCR sont sensiblement à même hauteur et les 2 conduites flexibles sont sensiblement de même longueur, de même courbure, et sont reliées l'une à l'autre pour être sensiblement solidaires l'une de l'autre, de manière à être soumis le cas échéant, à des mouvements synchrones et éviter toute interférence et choc entre les 2 conduites flexibles en cas de mouvement lié à la houle, aux courants et/ou aux mouvements du support flottant.
  • Selon un autre aspect, la présente invention fournit également un procédé de pose en mer d'une installation selon l'invention caractérisé en ce qu'il comprend les étapes dans lesquelles :
    1. 1) on assemble depuis un navire de pose en surface un dit riser que l'on descend et ancre au fond de la mer à une dite première embase et que l'on tensionne en tête par un dit premier flotteur immergé en subsurface, et l'on relie l'extrémité inférieure dudit riser à l'extrémité d'une dite première conduite sous-marine reposant au fond de la mer, et
    2. 2) on assemble depuis un navire de pose en surface une dite deuxième conduite rigide que l'on tensionne en tête par un dit deuxième flotteur immergé en subsurface, et le cas échéant lorsque ladite deuxième conduite rigide est un riser vertical, on relie l'extrémité inférieure dudit riser à l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous- marine reposant au fond de la mer, et
    3. 3) on rapproche et on fixe l'un à l'autre lesdits premier et deuxième flotteurs, et
    4. 4) de préférence on stabilise ledit premier flotteur par au moins un dit premier et/ou deuxième lien et
    5. 5) on pose lesdites conduites de liaison entre lesdits riser et deuxième conduite rigide d'une part et un même dit support flottant d'autre part.
  • Le cas échéant, à l'étape 2), on ancre ladite deuxième conduite rigide constituée d'un riser vertical à une deuxième embase indépendante et espacée de ladite première embase d'au moins 25 m
  • Selon un autre aspect plus particulier la présente invention, a pour objet un procédé d'exploitation de champ de pétrole à l'aide d'au moins une installation selon l'invention dans lequel on transfert des fluides entre un support flottant et des conduites sous-marines reposant au fond de la mer, fluides comprenant du pétrole, de préférence une pluralité de dites installation, notamment de 3 à 20 dites installation selon l'invention reliées au même support flottant.
  • De façon connue, pour relier entre elles les différentes conduites on utilise des éléments de raccordement, notamment du type connecteurs automatiques, comprenant le verrouillage entre une partie mâle et une partie femelle complémentaire, ce verrouillage étant conçu pour se faire très simplement au fond de la mer à l'aide d'un ROV, robot commandé depuis la surface, sans nécessiter une intervention directe manuelle de personnel.
  • D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à la lumière de la description détaillée des modes de réalisation qui va suivre, en référence aux figures 1 à 6 :
    • la figure 1a est une vue de face de deux tours hybrides en cours d'installation par un navire de surface, à faible distance l'une de l'autre,
    • la figure 1b détaille en vue de face, le rapprochement et l'accrochage des deux flotteurs dans leur partie haute des risers de la figure 1a, au moyen d'un ROV,
    • la figure 2a représente en vue de face l'état final des deux tours hybrides, après solidarisation de leurs deux flotteurs entre eux,
    • la figure 2b est la vue de côté relative à la figure 2a, détaillant la position du FPSO ancré en surface,
    • la figure 3 est une vue de côté d'une tour hybride à laquelle on raccorde une conduite de type SCR équipée de son flotteur individuel,
    • les figures 3a-3b sont des sections selon le plan AA de la figure 3, détaillant deux types d'assemblages, respectivement un SCR sur une tour hybride (3a), et deux SCRs ayant chacun son propre flotteur individuel, sur deux tour hybrides jumelées (3b).
    • la figure 4 est la vue de côté relative à la figure 3 en fin d'installation, détaillant les liaisons avec le FPSO,
    • la figure 5 est une vue de côté d'une tour hybride selon la figure 4 à laquelle on raccorde une conduite de type SCR équipée de son flotteur individuel, stabilisé en position sensiblement verticale par un lien du type câble d'ancrage,
    • la figure 5a est une vue de coté d'un support flottant auquel sont reliés deux ensembles de tour-hybride 1 a, 4a raccordés chacun à une conduite caténaire ou SCR 1 b disposée de part et d'autre du dit support flottant,
    • la figure 6a est une section selon le plan AA de la figure 3, détaillant le mode de solidarisation du carénage cylindrique sur les divers flotteurs faisant office d'écran hydrodynamique,
    • la figure 6b est une vue de côté du carénage cylindrique des flotteurs équipé d' ailerons anti-vortex.
  • Dans les figures 1a-1b et 2a on a représenté en vue de face et en vue de côté 2b, les différentes phases de mise en place d'une installation de liaison fond-surface de deux conduites sous-marines 10a, 10b reposant au fond de la mer, notamment à grande profondeur, comprenant :
    1. 1) une première tour hybride comprenant :
      1. a) un riser vertical 1 a dont l'extrémité inférieure est fixée à une première embase ancrée 3a au fond de la mer et reliée à une dite conduite sous-marine 10a reposant au fond de la mer et dont l'extrémité supérieure est reliée à un premier flotteur 2a immergé en subsurface, de préférence à au moins 50m de profondeur, et
      2. b) une première conduite de liaison 4a, de préférence une conduite flexible, assurant la liaison entre un support flottant 11 et l'extrémité supérieure dudit riser, et
    2. 2) une deuxième conduite rigide 1b du type riser vertical dont l'extrémité inférieure est fixée à une deuxième embase ancrée 3b au fond de la mer indépendante de ladite première embase 3a et est reliée à une dite deuxième conduite sous-marine 10b reposant au fond de la mer, et remontant depuis ladite deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer à laquelle son extrémité inférieure est reliée, jusqu'en subsurface où son extrémité supérieure est reliée à au moins respectivement une deuxième conduite de liaison 4b, de préférence flexible, assurant sa liaison avec un même dit support flottant 11. L'extrémité inférieure de chaque riser 1a, 1b est ancrée au niveau d'une embase distincte 3a, 3b, et l'extrémité supérieure de chaque riser vertical 1a, 1b est reliée respectivement à un premier flotteur 2a et deuxième flotteur 2b situés sensiblement à même profondeur que ledit premier flotteur 2a et fixé audit premier flotteur.
  • Les dites première et deuxième embases 3a, 3b comprennent des ancres à succion enfoncées dans le fond de la mer et sont espacées d'une distance L1 d'environ 40m.
  • Chacune des tours risers hybrides comprend une conduite flexible 4a, 4b reliée à l'extrémité supérieure dudit riser par l'intermédiaire d'un dispositif du type col de cygne 7. Pour la clarté des explications, le FPSO 11 ainsi que le col de cygne 7 ne sont pas représentés en arrière plan, mais sont détaillés dans les vues de côté sur les figures 2b, 4 et 5.
  • Sur la figure 1 a , le riser 1 a est installé au fond de la mer, le deuxième riser 1b est en cours d'installation à partir d'un navire de surface 13 équipé d'une tour de pose en J 13-1. L'ensemble conduite verticale 1b , chaîne 5 et deuxième flotteur 2b est descendu vers l'ancre à succion 3b à l'aide des moyens de manutention dudit navire de surface, et, simultanément, un treuil, non représenté, est manoeuvré depuis la surface par le ROV 14, de manière à tendre le câble 19 et ramener ainsi l'extrémité inférieure du riser 1 b vers son embase 3b où elle sera ensuite verrouillée de manière connue, à l'aide dudit ROV. Ceci est facilité par le fait que simultanément l'extrémité supérieure de la conduite est tendue par un flotteur dans l'axe de celle-ci.
  • Lorsque le riser 1a est installé au fond de la mer et, lorsqu'il est relié de manière individuelle au FPSO 11 par une conduite flexible 4a, sous l'effet des déplacements dudit FPSO en surface soumis à la houle, au vent et aux courants, ladite tour hybride se déplace sensiblement dans un cône d'angle au sommet β. Lorsque l'on veut installer 2 tours hybrides, pour éviter les interférences des deux risers entre eux, il est alors nécessaire de les installer à une distance importante, par exemple 60 à 100m, pour éviter que les flotteurs ne viennent en contact l'un avec l'autre. Dans le dispositif selon l'invention, on installe ainsi deux tours risers hybrides à faible distance l'une de l'autre en mettant en oeuvre des flotteurs équipés de moyen de fixation 6-1,6-2 permettant de les relier les uns aux autres en au moins 2 endroits distants dans la direction verticale ceci permet de pouvoir réaliser simplement et aisément l'ancrage et la mise en place desdits deux riser, puis de solidariser les deux flotteurs entre eux comme représenté sur la figure 1 b. A cet effet, au moyen d'un treuil, non représenté, installé sur le ROV 14, on rapproche, sensiblement dans le plan XoZ, le sommet des deux dits flotteurs 2a-2b que l'on verrouille en 6-1, puis le ROV se déplace vers le bas desdits flotteurs et ramène de la même manière au moyen d'un treuil les deux parties basses des flotteurs que l'on verrouille en 6-2, pour obtenir la configuration finale représentée de face sur la figure 2a. Il est donc nécessaire que les flotteurs soient pré équipés de moyens de fixation l'un à l'autre. A cet effet, les flotteurs présentent des renforts internes, par exemple des raidisseurs circulaires, ou encore des cloisons internes pleines ou ajourées, situées au niveau des moyens de fixation, de manière à transmettre entre les deux dits flotteurs, tous les efforts engendrés par la houle, le vent et les courants agissant sur l'ensemble des composants et sur le FPSO. Lesdits moyens de fixation sont soit des platines assemblées par boulons par des plongeurs, si la profondeur d'eau est suffisamment faible, soit de préférence des connecteurs automatiques actionnés par un ROV piloté depuis la surface
  • Les deux risers 1 a, 1 b font entre eux un angle α de 1 à 10 ° de par l'espacement de leurs embases 3a, 3b. Ainsi, les deux liaisons fond-surface ayant un point de fixation au niveau supérieur, mais des ancrages différents et espacés l'un de l'autre, en cas de dilatation différentielle due à des températures différentes dans chacune des conduites verticales, il en résultera une déformation du triangle d'angle au sommet α et dont la base est constituée par la droite sensiblement horizontale reliant les deux embases. Ainsi, si la configuration représentée sur la figure correspond à deux risers 1 a-1 b à même température, lorsque le riser 1 a est chaud alors que le riser 1b reste froid, le triangle se déforme et son sommet constitué par les flotteurs 2a, 2b se déplace vers la droite de la figure, cette déformation ne pouvant avoir lieu dans les dispositifs de l'art antérieur précédemment décrits.
  • Enfin, on installe à l'extrémité du col de cygne 7, en tête de la conduite verticale, les conduites flexibles de liaison 4a, 4b, solidaires du FPSO 11. Avant installation desdites conduites de liaison flexibles, l'ensemble des deux risers est sensiblement dans le plan vertical ZoX, mais les conduites de liaison flexibles créent une tension horizontale qui stabilise l'ensemble en tendant à ramener l'ensemble des deux tours risers hybrides vers ledit FPSO, d'un angle γ négatif dans le plan ZoY, comme représenté sur la figure 2b.
  • Sur les figures 3, 4 et 5 on a représenté un deuxième mode de réalisation dans lequel d'une installation de liaison fond-surface de deux conduites sous-marines 10a, 10b reposant au fond de la mer, notamment à grande profondeur, comprenant :
    1. 1) une première tour hybride comprenant :
      1. a) un riser vertical 1a dont l'extrémité inférieure est fixée à une première embase ancrée 3a au fond de la mer et reliée à une dite conduite sous-marine 10a reposant au fond de la mer et dont l'extrémité supérieure est reliée à un premier flotteur 2a immergé en subsurface, de préférence à au moins 100m de profondeur, et
      2. b) une première conduite de liaison 4a, de préférence une conduite flexible plongeante, assurant la liaison entre un support flottant 11 et l'extrémité supérieure du dit riser, et
    2. 2) une dite deuxième conduite rigide du type caténaire 1b constituée par l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous-marine 10b reposant au fond de la mer remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'au dit deuxième flotteur.
  • Sur la figure 3 on a représenté en vue de côté le riser 1 a de la tour hybride sur laquelle un navire de surface 13 installe une conduite rigide de type SCR 1b équipée de son propre flotteur 2b, ladite conduite du type SCR traversant ledit flotteur 2b et se terminant à sa partie supérieure par un col de cygne 7. En phase finale d'approche dudit deuxième flotteur 2b sur ledit premier flotteur 2a de la tour hybride, les deux flotteurs sont verrouillés entre eux en 6-1 en partie haute, et en 6-2 en partie basse.
  • La figure 3a est une section en vue de dessus selon le plan AA de la figure 3, détaillant l'assemblage d'un SCR 1 b sur une tour hybride unique, un écran à profil hydrodynamique 8, de préférence de section circulaire entoure l'ensemble des flotteurs, de manière à minimiser les efforts hydrodynamiques dus au courant et à la houle.
  • La figure 3b est une section en vue de dessus selon le plan AA de la figure 3, détaillant l'assemblage de deux SCRs 1b1, 1b2 équipés chacun de son propre flotteur 2b1, 2b2, les deux dits SCRs étant de préférence disposés symétriquement dans un plan faisant un angle delta, par exemple 30°, de préférence symétrique par rapport au plan vertical ZoY.
  • Comme représenté sur la figure 4, le ou les SCRs 1 b sont disposés du coté du riser 1a le plus éloigné du FPSO 11 pour des raisons évidentes liées aux contraintes d'encombrement, et lesdits SCRs 1 b créent une tension horizontale H importante qui tend à écarter les deux flotteurs 2a, 2b du FPSO 11, et la ou les tours hybrides des risers 1a s'inclinent alors d'un angle γ positif.
  • Le fait de décaler d'un angle δ les SCRs par rapport au plan ZoY , permet de réduire la valeur globale de cette tension H, car seule la projection sur le plan ZoY de la tension horizontale de chacun desdits SCRs participe à ladite tension H, les projections des tension horizontales respectives desdits SCRs sur le plan XoZ s'annulant. Ainsi, augmenter ledit angle δ permet de minimiser la tension horizontale globale H, mais présente l'inconvénient d'augmenter l'emprise au sol, ce qui va à l'encontre du but initial recherché, qui est de pouvoir installer un maximum de conduites dans un espace limité ; ce qui conduit alors à un compromis entre le niveau de tension horizontale global H et l'emprise au sol.
  • Dans une version préférée de l'invention représentée sur la figure 5, on installe avantageusement un lien 9-1 solidaire à son extrémité supérieure du flotteur principal 2a et à son extrémité inférieure à une ancre poids ou une ancre à succion 3c, constituant ainsi un tirant. Ce tirant joue ainsi le rôle de hauban et compense la tension horizontale H, permettant ainsi de stabiliser l'angle γ à une valeur quelconque, par exemple γ=0, comme représenté sur ladite figure 5, empêchant ainsi sensiblement tout mouvement des flotteurs 2a, 2b et des conduites 1 a, 1 b dans le plan axial des deux conduites ZoY.
  • Dans une version préférée de l'invention, représentée sur la figure 5a l'Installation de liaison fond- surface selon l'invention comprend deux ensembles comprenant chacun une dite tour hybride avec un unique riser 1a et une dite deuxième conduite rigide du type caténaire 1 b, les deux ensembles étant reliés au même support flottant (11) et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre du dit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal (9-2) constituant ainsi un tirant horizontal permettant de compenser lesdits efforts horizontaux opposés H et H'.
  • La figure 6a est une section selon le plan AA de la figure 3 relative à la configuration de la figure 3b, détaillant un écran cylindriques à section circulaire 8 composé de deux demi-coquilles 8-1,8-2 assemblées en 15, lesdites demi coquilles étant solidarisées auxdits flotteurs par des liens en élastomère 16. Cet écran offre un profil hydrodynamique s'étendant avantageusement sur la totalité de la hauteur des flotteurs, eux-mêmes constitués de bidons cylindriques, de manière à minimiser les effets de la houle et du courant, ce qui réduit alors considérablement les mouvements de l'ensemble, réduisant de ce fait les problèmes de fatigue pendant toute la durée de vie des installation qui dépasse 25-30 ans, voire plus.
  • Sur la figure 6b, on a représenté en vue de côté les demi-coquilles assemblées en forme de cylindre, équipées d'ailerons anti-vortex 17, connus de l'homme de l'art, de manière à éviter l'apparition de phénomènes de vibrations fortement préjudiciables à la tenue en fatigue des divers éléments mécaniques. Sur cette figure, seuls les écrans ont été représentés, les flotteurs, les conduites et autres accessoires n'étant pas représentés.
  • Sur les figures 3, 4, 5 et 5a, on a représenté l'installation dans laquelle lesdites première conduite de liaison flexible 4a et deuxième conduite de liaison flexible 4b sont à des hauteurs différentes. La partie supérieure des deuxièmes conduites rigides du type SCR 1 b traversent lesdits deuxièmes flotteurs 2b et le point d'accroche desdites deuxièmes conduites flexibles 4b à l'extrémité supérieure desdites deuxièmes conduites rigides 1 b est situé au-dessus desdits deuxièmes flotteurs 2b. En revanche, l'extrémité supérieure desdites premières conduites rigides constituées de risers verticaux 1a est reliée au dit premier flotteur 2a par des chaînes 5, de sorte que l'extrémité supérieure desdits risers verticaux 1a et le point d'accroche desdites premières conduites flexibles 4a à l'extrémité supérieure desdits risers verticaux 1 a est située dessous ledit premier flotteur 2a.
  • Dans cette configuration, les 2 deuxièmes conduites de liaison ou conduites flexibles 4a, 4b - lesquelles arrivent à leur autre extrémité au niveau du support flottant sensiblement à la même hauteur - forment des courbes de courbures différentes.
  • Plus précisément, la première conduite flexible 4a reste toujours en-dessous de la deuxième conduite flexible 4b et la première conduite flexible 4a présente une courbure plus importante, c'est-à-dire plonge davantage que la deuxième conduite 4b, la première conduite flexible 4a étant plus longue que la deuxième conduite flexible 4b.
  • De cette manière, on évite toute interférence entre les 2 conduites flexibles 4a et 4b lorsqu'elles sont soumises à des mouvements dus aux effets de la houle, du courant et/ou aux mouvements du support flottant, et ce en dépit du fait que les 2 conduites flexibles sont indépendantes dans leurs mouvements.
  • Dans un autre mode de réalisation non représenté sur les figures, on peut éviter les interférences entre 2 conduites flexibles 4a, 4b lorsque celles-ci sont en mouvement, en les installant à même hauteur et en les reliant l'une à l'autre de façon à les solidariser dans leur mouvement. Dans ce cas, les extrémités supérieures des premières conduites rigides ou risers verticaux 1a et deuxièmes conduites rigides de type SCR 1b, ainsi que les points d'accroche des deux deuxièmes conduites de liaison flexibles 4a et 4b arrivent sensiblement à la même hauteur et lesdites conduites flexibles 4a et 4b ont sensiblement la même longueur et même courbure. Ainsi, les deux conduites flexibles 4a et 4b subissent des mouvements identiques et n'interfèrent pas entre elles en s'entrechoquant dans leurs mouvements respectifs.

Claims (16)

  1. Installation de liaisons fond- surface d'au moins deux conduites
    sous-marines (10a, 10b) reposant au fond de la mer, notamment à grande profondeur, comprenant :
    1) une première tour hybride comprenant :
    a) une première conduite rigide consistant en un riser vertical (1a) dont l'extrémité inférieure est fixée à une première embase ancrée (3a) au fond de la mer et reliée à une première dite conduite sous-marine (10a) reposant au fond de la mer et dont l'extrémité supérieure est tensionnée de façon sensiblement verticale par un premier flotteur (2a) immergé en subsurface, de préférence à au moins 100m de profondeur, auquel elle est reliée, et
    b) une première conduite de liaison (4a), de préférence une conduite flexible, assurant la liaison entre un support flottant (11) et l'extrémité supérieure dudit riser, et
    2) au moins une deuxième conduite rigide (1 b) remontant depuis le fond de la mer où elle repose (10b) ou depuis une deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer à laquelle son extrémité inférieure est reliée, jusqu'en subsurface où son extrémité supérieure est reliée à au moins respectivement une deuxième conduite de liaison (4b), de préférence flexible, assurant sa liaison avec un même dit support flottant (11),
    - l'extrémité inférieure de la (ou des) dite(s) deuxième(s) conduite(s) rigide(s) (1 b) n'étant pas ancrée à ladite première embase (3a), et
    - l'extrémité supérieure de la (ou des) dite(s) deuxième(s) conduite(s) rigide(s) (1 b) étant reliée respectivement à un deuxième flotteur (2b),
    caractérisée en ce que ce deuxième flotteur (2b) est situé sensiblement à même profondeur que ledit premier flotteur (2a) et fixé rigidement audit premier flotteur, de préférence l'un contre l'autre.
  2. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 1 caractérisée en ce qu'une dite deuxième conduite rigide (1 b) est constituée par un deuxième riser vertical dont l'extrémité inférieure est fixée à une deuxième embase ancrée (3b) au fond de la mer indépendante de ladite première embase (3a) et est reliée à une dite deuxième conduite sous-marine (10b) reposant au fond de la mer.
  3. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 2 caractérisée en ce que la dite deuxième embase (3b) est située à une distance d'au plus 50m, de préférence 25 à 50m de la dite première embase (3a).
  4. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 2 ou 3 caractérisée en ce que lesdites première et deuxième embase (3a,3b) comprennent des ancres à succion enfoncées dans le fond de la mer.
  5. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 1 caractérisée en ce qu'une dite deuxième conduite rigide (1 b) est une conduite du type caténaire constituée par l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'au dit deuxième flotteur.
  6. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 5 caractérisée en ce que ledit premier flotteur est relié au fond de la mer à une troisième embase ancrée (3c) par au moins un premier lien (9-1), ladite première embase étant positionnée entre ladite troisième embase et ladite deuxième conduite rigide (1 b).
  7. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 5 ou 6 caractérisée en ce qu'elle comprend deux dites conduites rigides constituées chacune par une dite conduite du type caténaire (1b1,1b2) remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'à deux dits deuxièmes flotteurs, et l'un au moins des deux dits deuxièmes flotteurs est fixé audit premier flotteur, l'autre deuxième flotteur étant fixé à l'un desdits premier ou deuxième flotteur.
  8. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 7 caractérisée en ce qu'elle comprend deux ensembles comprenant chacun une dite tour-hybride et une dite deuxième conduite rigide du type caténaire, les deux ensembles étant reliés au même support flottant (11) et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre dudit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal (9-2).
  9. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 2 à 6 caractérisée en ce qu'elle comprend deux ensembles comprenant chacun deux dites tours-hybrides, les deux ensembles étant reliés au même support flottant (11) et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre dudit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal (9-2).
  10. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 7 caractérisée en ce qu'elle comprend un ensemble comprenant :
    - deux dites tours-hybrides avec deux dits risers verticaux (1a1, 1a2) dont les dits premiers flotteurs (2a1, 2a2) sont fixés l'un à l'autre, et
    - deux dites deuxièmes conduites rigides du type caténaire (1b1, 1b2) remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'aux deux dits deuxièmes flotteurs (2b1, 2b2),
    - les deux dits deuxièmes flotteurs (2b1, 2b2) étant fixés respectivement aux deux dits premiers flotteurs (2a1, 2a2).
  11. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 10 caractérisée en ce que lesdits flotteurs sont fixés entre eux par des moyens de fixation (6-1, 6-2) situés au niveau de 2 points sur chaque flotteur distants verticalement de manière à solidariser les mouvements respectifs des deux flotteurs, de préférence des moyens de fixation (6-1,6-2) situés en 2 points proches respectivement des extrémités supérieure et inférieure des bidons cylindriques constituant lesdits flotteurs.
  12. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 11 caractérisée en ce que les au moins deux dits flotteurs fixés ensemble sont insérés à l'intérieur d'un écran périphérique de forme hydrodynamique, de préférence cylindrique.
  13. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 12, caractérisée en ce que les points d'accroche desdites première conduite de liaison flexible (4a) et deuxième conduite de liaison flexible (4b) aux extrémités supérieures respectivement desdites première conduite rigide (1a) et deuxième conduite rigide (1 b) sont situés à des hauteurs différentes et l'une desdites première et deuxième conduites de liaison flexibles (4a, 4b) est située dessous l'autre dite conduite de liaison flexible, et de préférence avec une longueur et une courbure plus importantes de la conduite de liaison flexible la plus basse.
  14. Procédé de pose en mer d'une installation selon l'une des revendications 1 à 13 caractérisé en ce qu'il comprend les étapes dans lesquelles :
    1) on assemble depuis un navire de pose (13) en surface un dit riser vertical (1a) que l'on descend et ancre au fond de la mer à une dite première embase (3a) et que l'on tensionne en tête par un dit premier flotteur immergé en subsurface, et l'on relie l'extrémité inférieure dudit riser à l'extrémité d'une dite première conduite sous- marine (10a) reposant au fond de la mer, et
    2) on assemble depuis un navire de pose (13) en surface une dite deuxième conduite rigide (1 b) que l'on tensionne en tête par un dit deuxième flotteur immergé en subsurface, et le cas échéant lorsque ladite deuxième conduite rigide est un riser vertical, on relie l'extrémité inférieure dudit riser à l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous-marine (10b) reposant au fond de la mer, et
    3) on rapproche et on fixe l'un à l'autre lesdits premier et deuxième flotteurs, et
    4) de préférence on stabilise ledit premier flotteur par au moins un dit premier et/ou deuxième lien (9-1,9-2) et
    5) on pose les dites conduites de liaison (4a,4b) entre lesdits riser et deuxième conduite rigide d'une part et un même dit support flottant d'autre part.
  15. Procédé d'exploitation de champ de pétrole à l'aide d'au moins une installation selon l'une des revendications 1 à 13 dans lequel on transfert des fluides entre un support flottant et des conduites sous-marines reposant au fond de la mer, fluides comprenant du pétrole.
  16. Procédé d'exploitation selon la revendication 15 caractérisé en ce que l'on met en oeuvre une pluralité de dites installations, de préférence de 3 à 20 dites installations.
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