EP1073823B1 - Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installee a grande profondeur - Google Patents

Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installee a grande profondeur Download PDF

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EP1073823B1
EP1073823B1 EP00906407A EP00906407A EP1073823B1 EP 1073823 B1 EP1073823 B1 EP 1073823B1 EP 00906407 A EP00906407 A EP 00906407A EP 00906407 A EP00906407 A EP 00906407A EP 1073823 B1 EP1073823 B1 EP 1073823B1
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EP
European Patent Office
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float
riser
tower
vertical
depth
Prior art date
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Expired - Lifetime
Application number
EP00906407A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP1073823A1 (fr
Inventor
Régis PIONETTI
Xavier Rocher
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
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Filing date
Publication date
Application filed by Saipem SA filed Critical Saipem SA
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Expired - Lifetime legal-status Critical Current

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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

Definitions

  • the present invention relates to a method and a bottom-surface connection device by underwater pipe installed at great depth.
  • the technical field of the invention is the field of the manufacture and installation of production risers for the underwater extraction of oil, gas or other soluble or fuse material or a suspension of mineral material to from wellhead submerged for the development of production fields installed offshore at sea.
  • the main application of the invention being in the field of oil production.
  • the present invention relates to the known field of the type of links comprising a vertical tower anchored to the bottom and composed of a float located at its top and connected by a pipe, taking by its own weight the shape of a chain, up to a floating support installed on the surface.
  • This floating support generally comprises anchoring means to remain in position despite the effects of current, wind and swell. 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 name of these floating supports is the Anglo-Saxon term “Floating Production Storage Offloading” (meaning “floating means of storage, production and unloading") which will be used the abbreviated term "FPSO" throughout the description next.
  • FPSOs are either anchored by a series of anchor lines starting from each of the angles of the floating support, in which case the FPSO keeps a substantially constant course regardless of the environmental conditions, either connected to a drum attached to the structure of the structure.
  • FPSO said reel being anchored by a series of line anchors. In the latter case, the FPSO is free to turn around the drum, the latter keeping a constant course; the FPSO then takes a course corresponding to the resultant of the forces due to the wind, the current and the swell on the hull of the ship.
  • the bottom-surface connection pipe can be carried out by continuously raising the pipes placed at the bottom, directly to the FPSO, giving a chain configuration of which the The angle with the vertical, at the level of the FPSO, is in general from 3 to 15 degrees (catenary riser).
  • These connections are imperatively carried out by means of flexible pipes when the water depth is less than a few hundred meters, but when the depth reaches and exceeds 800 to 1000m, the flexible pipes can be replaced by resistant and rigid pipes. consist of tubular elements welded or screwed together made of rigid material, such as composite material or thick steel.
  • Step Catenary Riser (the term “chain-shaped steel riser”), the abbreviated term “SCR” being used herein. the present description whether it is steel or other material such as composite.
  • a flexible pipe and a rigid riser of the SCR type subjected only to the gravitational forces, of the same height and presenting, at the point of attachment on the FPSO, the same angle with respect to the vertical, will have an identical curvature on all their length in suspension. Mathematically, this curve is perfectly defined and is called chain.
  • SCRs are much simpler than technically flexible pipes and much less expensive. Flexible pipes are indeed complex and expensive structures made from multiple spiral metal sheaths and composite materials.
  • the water depth of some oil fields exceeds 1,500m and can reach 2,000 to 3,000m.
  • the voltage induced at the level of the FPSO by each of the SCRs can reach 250 to 300 tons and the large number of risers made necessary for the development of certain fields, leads to considerably strengthen the structure of said FPSOs and to create imbalances if the loads on port and starboard are different.
  • the chain formed by the SCR changes and the contact point at the ground level moves back and forth and from left to right, at the same rate as the FPSO, resting or lifting a portion of the pipe.
  • Hybrid Riser Tower The set is commonly called “Hybrid Riser Tower”, because it involves two technologies, on the one hand a vertical part, the tower, in which the riser consists of vertical rigid pipes, on the other hand the upper part of the riser consisting of flexible pipes in a chain connecting the top of the tower with the FPSO.
  • the FPSO is generally anchored by a multitude of lines connected to a system of anchors resting on the bottom of the sea. This anchoring system creates recall forces that keep the FPSO in a neutral position. The bottom-surface bonds create additional vertical and horizontal forces which have the effect of moving the axis of the FPSO relative to said neutral position.
  • the position of the FPSO corresponds to a position P0 called reference position.
  • the FPSO Under the combined effect of the environmental conditions, on the one hand on the hull of the FPSO and on the other components of the risers, the FPSO will move, relative to this reference position, in proportion to the value of the resultant of all the efforts applied to the system.
  • the tower configuration associated with a chain has a large capacity to absorb the excursions of the FPSO, while minimizing the movements at the tower and the deformations of the chains.
  • the problem is therefore 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 having a vertical tower anchored to the bottom of the sea and whose float located at its top is connected to a floating support installed on the surface, by a chain-shaped pipe, limiting the forces on the floats and pipes connecting it to the floating support, the entire device having to be able to resist stress and fatigue while accepting large displacements of the surface support and without requiring considerable and costly structures, and whose installation must be facilitated and be reversible to be easily maintained and replaced .
  • a solution to the problem posed is a bottom-surface connection device for underwater pipe installed at great depth comprising on the one hand a vertical tower consisting of at least one float associated with an anchoring system and carrying at least one riser vertical connecting the float to the bottom of the sea and being able to connect to submarine pipes resting at the bottom of the sea and, on the other hand at least one connecting pipe from said float towards any surface support such as according to the present invention said connecting pipe is a riser whose wall is a rigid resistant tube, in particular steel or composite material.
  • the minimum tolerable radius of curvature is 10 to 100 times greater than that of a flexible pipe.
  • the radius of curvature of a rigid steel pipe must be generally greater than about 100 m.
  • the apparent weight in the water of a more rigid pipe is greater than that of a flexible pipe, the head load at the float and the forces on the float at the top of the tower are therefore increased.
  • the float is installed at the top of the tower, at a greater distance from the surface of the water, in particular at a depth below the last thermocline, the latter being defined below, preferably at least 100 m below the last thermocline.
  • the float at the top of the tower is installed at least 300 m from the surface of the water, preferably at least 500 m from the surface of the water, preferably at a depth greater than half the depth. of water to which the tower is anchored.
  • maintaining a tower of certain height, especially at least 50m, preferably 100m, is advantageous because the tower, because of its mobility, contributes to damping the system under the effect of FPSO movements.
  • the anchoring system comprises at least one vertical tendon, a lower base to which is fixed the lower end of the tendon and at least one guide through which passes the lower end of said vertical riser.
  • the guide may be on the base.
  • said tendon also comprises guide means distributed over its entire length, through which passes at least said vertical riser.
  • Said base can be simply placed on the seabed and remaining in place by its own weight, or can be anchored by means of batteries or any other device to keep it in place; the float is connected to this base via a flexible connection located at the foot, and an axial link consisting of a cable or a metal bar or a pipe. This axial link is called "tendon" in the present description.
  • the upper end of said vertical riser is suspended through at least one integral guide of said float, disposed within or at its periphery, said upper end of the vertical riser is connected from above said float to the bent end of said connecting pipe, and the lower end of the vertical riser is adapted to be connected to the end of a sleeve also bent, movable, between a high position and a low position, relative to said base, which this cuff is suspended and associated with a biasing means bringing it up in the absence of the riser, said biasing means being a counterweight.
  • This mobility of the bent sleeve makes it possible to absorb the length variations of the riser under the effects of temperature and pressure.
  • an abutment device secured to it rests on the support guide installed at the head of the float and thus maintains the entire riser: it is then suspended, its apparent weight in the water is supported by some of the buoyancy of the float.
  • said guide means distributed over the entire length of the tendon and through which said vertical riser passes comprise a cylindrical cavity preferably surmounted by a conical funnel, the internal diameter of said cylindrical cavity being greater than that of the vertical riser, and said guide means comprise a flexible membrane integral with the inner wall of said cylindrical cavity, thereby creating a sealed pocket between said membrane and said inner wall, a pocket that can be filled with a fluid, preferably very high viscosity, so as to bear against the riser.
  • friction pads are associated with said membrane and bear against the riser when said bag is filled with fluid.
  • the pads thus allow the vertical riser to slide when its length varies under the effect of temperature and pressure.
  • the objectives of the present invention are also obtained by a binding method using, as indicated above, on the one hand a vertical tower consisting of at least one float associated with an anchoring system and carrying at least one vertical riser suitable for down to the bottom of the sea and on the other hand at least one connecting line from said float to any surface support, such that, according to the present invention, said float is installed at an immersion depth below the last thermocline, the latter being defined and specified hereinafter, and said float is connected to the surface support by at least one stiff rigid riser constituting one of said connecting lines.
  • the vertical riser During its descent, the vertical riser preferably passes successively in a series of guides integral with the axial link, called tendon, and is thus maintained in a position substantially parallel to said tendon and to the other vertical risers, or already installed in the adjacent guides, either to be installed later.
  • said float is installed at an immersion depth greater than the half-depth of water to which the tower according to the invention is anchored, which then makes it possible to assemble the riser assembly in advance. vertical and transport it vertically to the vertical of the corresponding guide of the float to be lowered.
  • thermoclines 29 In some seas, one can observe three thermoclines 29 on the upper part, but in general, the lower layer 18 3 begins around -170 / -200m.
  • the tower and its float according to the invention and as described below being located below this lower thermocline 29 2 are in the water portion 18 3 generating the stresses due to the weakest currents.
  • the float is sheltered from the effects of the swell, effects which decrease rapidly with the depth and that it is customary to neglect when one exceeds 120 to 150 m of depth. The forces to which the tower is then subjected are thus considerably reduced and substantially uniform throughout its height under the effect of intercontinental bottom currents.
  • the device according to the invention consisting of the tower-SCR assembly will behave much better under the effect of not only usual, but also extreme environmental conditions such as annual, decennial and centennial conditions. Efforts and constraints will be significantly reduced and the fatigue strength of the various critical components will be significantly increased, which will provide better service throughout the life of the field.
  • the float is thus at a significant depth, can be connected to the FPSO via at least one SCR and not a flexible link as is customary to proceed today: these SCR links are simple and in addition, the internal structure of the SCRs, vertical risers and pipes lying on the bottom can then be identical, which simplifies the passage of cleaning scrapers.
  • the frequent passage of these cleaning scrapers is indeed essential in the case of solid deposits such as paraffin or hydrates and we must be able to act very vigorously and repeatedly without damaging the internal surface of the risers and pipes.
  • the float In general, the float is installed around the mid-height of the slice of water, but it may be necessary to install higher or lower to favor some advantages that we will describe now. In all cases, the float will never be located near the last thermocline described above, but much lower, for example 100m below, so as never to risk being subjected to disturbances caused by the thermocline, nor to the currents existing in the upper slice, in the event that perturbations of the marine currents on a planetary scale would significantly modify the oceanological movements.
  • the SCR is connected to the vertical riser at the top of the float by means of a flexible seal which allows a considerable variation of the angle between the axis of the tower and the axis of the chain at said flexible joint , without generating significant constraints in the SCR or in the top of the float.
  • This flexible seal may be either a spherical ball joint with seals, or a laminated ball joint consisting of a sandwich of elastomer sheets and adhered sheets, capable of absorbing significant angular movements by deformation of the elastomers, while maintaining a seal perfect because of the absence of friction seals, or even a limited length of flexible pipe capable of providing the same service.
  • the device according to the invention will advantageously be equipped with an automatic connector located at the level of the flexible seal, either between the tower and the flexible seal, or between the flexible seal and the FPSO.
  • an automatic connector located at the level of the flexible seal, either between the tower and the flexible seal, or between the flexible seal and the FPSO.
  • a cable connected to the lower end of the future SCR is then manipulated by an ROV which is the abbreviated name of the English term "Remotely Operated Vehicle” (meaning “remote controlled automatic submarine, from the surface, and which will be used short term ROV in the present description), to be brought to the top of the tower and be connected to traction means integral with the float and controlled for example by the ROV which then provides the necessary power while controlling the operations to the using video cameras whose signal is surfaced from the operators installed on the floating support for intervention.
  • the cable is then pulled and the end of the SCR equipped with the male end, for example, of an automatic connector is brought back to the female end of the same automatic connector
  • the assembly is locked and the released drawing means to be able to intervene on the installation of the next line.
  • This vertical riser installation mode has the advantage of being completely reversible, insofar as the automatic riser connector is also designed to be disconnected. It is thus possible, during operation, to operate on a single riser to disassemble and replace without disturbing the rest of the production and therefore without having to stop the production of risers and neighboring SCRs.
  • the float Since the float is installed at a depth greater than half of the water depth, it will be possible to transport the fully completed riser vertically and lower it through the float. If the float is above the mid-water level, it will be advisable to position the floating installation support vertically of said float and to assemble the riser elements as the lowering of its end lower towards and through the float and the various guides installed along the tendon, said assembly can be achieved by welding or by gluing, or by mechanical assembly such as screwing, clamping or crimping. In a preferred version of the device, a preassembled length of the riser will be transported vertically from an assembly location remote from the tower, said length being less than the height of water remaining between the surface and the top of the tower.
  • the floating support intervention will be positioned vertically to the float with an optimal length of riser already assembled, equipped in the lower part of the male portion of the automatic connector and ready to be lowered to and through the float and various guides installed along the tendon.
  • the missing upper part of the riser is assembled as described above.
  • the operating mode thus described makes it possible to limit the presence of the floating intervention support in the area of the tower to a minimum, which minimizes the risk of an accident.
  • we will favor assembly methods allowing a quick and non-destructive dismantling, such as screwing, which will make it possible to extract the riser from its support, to disassemble by unscrewing them.
  • successive sections of the only upper part necessary to release the lower part of the riser from the top of the float, the floating intervention support then leaving the position with the rest of the riser in suspension, and heading towards a location remote from the sensitive installations to complete maintenance operations.
  • the float In order to minimize the presence of the floating support for intervention at the vertical of the tower, the float is advantageously installed at a level less than half the water height, it is thus possible for the floating support of intervention. install or extract the entire riser without having to assemble or disassemble any of its components, which further reduces the risk of accidents in the tower area and sensitive installations.
  • FIG. 2 represents an FPSO 1 anchored on a petroleum field per 1500m water height 18, by an anchoring system not shown and comprising, for example, on the port side, at its plating, a support system 2 of pipes SCR of petroleum effluents 3 and water injection pipes 4.
  • the SCRs of petroleum effluents are connected to a tower located for example at -800m from the surface 19, at the upper level of the float 5 having four locations passing through it. , only two of which are occupied.
  • Said float is connected to the base 8 resting on the bottom of the sea, by means of a tendon 6 to which are fixed a multitude of guides 7 through which are installed risers 9 connected at the base to the cuffs connection connectors 11 1 themselves connected to underwater lines 10 at an intermediate connection block 13; other connection sleeves 11 2 are waiting for the installation of the corresponding vertical risers.
  • Two identical water injection towers consist of a float 14 installed at -1000m from the surface and connected to the base 16 by means of a riser 15 further ensuring the tendon function.
  • a connecting sleeve 17 provides the connection between the riser foot and the intermediate connection block 13.
  • the float of the tower for petroleum effluents being for example at -800m from the surface, is at a lateral distance of about 500m from the vertical of the FPSO plating for a chain-shaped SCR connection arriving at the float horizontally
  • said intervention vessel will be able to position itself vertically of the tower and evolve without the risk of hanging the permanent anchoring lines of said FPSO.
  • the float 14 of the tower for the injection of water being -1000m from the surface, so lower than the previous tower will thus be located 550m from the edge of the FPSO.
  • FIG. 3 shows the sectional view of the float 5 of a multi-riser tower associated with the side view of the various associated components.
  • Said float 5 consists for example of a box filled with syntactic foam and is connected to the central tendon 6 by a connecting device 20 having at its lower end a variable component of inertia 21 ensuring the transmission of stress between tendon and float.
  • the float comprises hollow guides 22 vertical and aligned with the guide means 23 guides 7 installed at intervals, regular or not, on the height of the tendon 6 and secured thereto by means of a hooking device 24.
  • the guides 22 can be either integrated into the within the float, either installed at its periphery or in its central part. These guides receive the vertical risers 9 shown on the left-hand part completely installed and connected to the SCR 3 and on the right-hand part in the start-insertion phase of the male end 25 of an automatic riser connector 9.
  • the end of said automatic connector 25 is connected to a cable 26 passing through each of the guides 22, 23, to the base 8 of the tower at which a deflection pulley 27 is installed; the base 8 and the pulley 27 shown in Figure 4 are shown schematically in the form of cable return 28 in Figure 3.
  • the cable 26 back to the surface to the intervention vessel where it is held in tension by a winch at constant voltage.
  • the intervention vessel is in the vertical of the tower with the riser 9 completely assembled, because the depth - 800 m of the float 5 in this embodiment is greater than the length - 700 m of the riser 9.
  • the operation of lowering the riser 9 1 is carried out by maintaining the tension in the cable 26, which voltage then forces the end of the automatic connector 25 to pass successively through each of the guides 23 1 .
  • the voltage required in the cable 26 for this operation will be all the more important as the angle of inclination of the tower will be high. Indeed, during the installation of the first riser on the tower, the latter will be in a substantially vertical position.
  • the left part of the same figure 3 represents the riser 9 2 installed in its guide 22: its end 30 rests on the upper part of the guide 22 and constitutes the female part of an automatic connector in which will be inserted the male portion 31 of said connector, integral with a bend 32 itself secured to a flexible joint 33 connected to the end of the SCR 3.
  • the length of the SCR is less than the height of the water and the latter is assembled outside the field by the intervention vessel, then transported for a period of up to to the FPSO where it is transferred and connected to its upper end.
  • Its lower end equipped with the flexible joint 33, the elbow 32 and the male portion 31 of the automatic connector is connected to a cable whose second end is transferred by the ROV to pulling means, not shown, integral with the float and whose power is, for example, provided by or through the ROV.
  • FIG. 4 is a side view of the base 8 of a multi-riser tower consisting of a weighted base plate 40 resting on the floor 12 of the seabed and supporting a metal structure comprising guides 41, a central flexible joint 42 adapted to receive the lower end of the tendon 6.
  • Two risers 9 are shown, on the left the riser 9 1 is connected at the male part 25 1 of its automatic connector, to the female part 44 1 the same connector secured to the connection sleeve 11 1 to submarine lines not shown.
  • the riser 9 can expand by sliding in the various guides 7 distributed along the tower. In the lower part, the movement of the lower end can reach several meters in extreme variations: also the riser 9 1 . associated with its sleeve 11 2 are free to move vertically in the guides 41 1 and 49 1 integral with the structure of the base 8.
  • a counterweight system consisting of a mass 48 1 of a cable 46 1 rotated around a pulley 45 1 secured to the frame of the base 8 is connected to a reinforcement 50 1 of the cuff 11 1 at the point of attachment 47 1 .
  • This counterweight is dimensioned to maintain, in the absence of riser 9 1 , the sleeve in the high position, the reinforcement 50 1 then abuts with the structure of the base 8 at the level of the guide 49 1 .
  • This high position is detailed in the right part of the figure which shows a riser 9 2 during descent, after passage of the male part 2 of the automatic connector through the last guide 41 2 .
  • the cable 26 held in tension from the surface and used to pull the end of the riser through the various guides has been disconnected by the ROV.
  • the descent of the riser 9 2 is then carried out until the male part 2 enters the female part 44 2 .
  • the sleeve 11 2 is always in the up position because the counterweight 48 2 is sized to support at least the own weight of said sleeve plus the vertical force required for the engagement phase.
  • the riser 9 can descend until its upper portion rests on the float, the sleeve 11 is then in the low position and the counterweight is raised accordingly.
  • the ROV will operate the unlocking of the automatic connector 25 2 -44 2 and when extracting the riser, the sleeve will return to the high position thanks to the counterweight action 48 2 .
  • the reinstallation of the riser 9 2 after repair will be performed in the same way as the initial installation, because the device according to the invention is fully reversible.
  • Figures 9 and 10 detail a guide means 7 of a riser 9, said guide means being secured, at a fastening piece 24, a tendon 6 not shown.
  • the guide means 7 consists of a cylindrical pocket 7a surmounted by a conical funnel 7b for guiding, during the establishment of the riser, the male part of a not shown automatic connector. Said connector being of a diameter greater than that of the riser 9 the guide must be of a diameter much greater than that of the riser 9.
  • the guide means 7 is advantageously provided with an adjustable diameter device for adjusting the inside diameter of the cylindrical pocket 7a. During the operation of installation or removal of the riser, the device is completely retracted, so that the cylindrical pocket 7a has a maximum diameter and is completely expanded when the riser is in place. operational configuration.
  • the adjustable device consists of a flexible membrane 60 integral with the cylindrical guide means 7a via high and low crimping rings 61, which creates a sealed pocket 62 capable of receiving a fluid through a port 63 provided with an isolation valve 64.
  • a multitude of pads 65a - 65b, for example 6 or 8 pads are integral with the membrane 60 and bear against the riser 9 when the bag 62 is completely filled.
  • the membrane 60 associated with the shoe 65b is shown in the retracted position, while it is shown associated with the shoe 65a in the active position in the right part, it is at to say in contact with the riser.
  • the pocket 62 is in communication with an outer chamber limited by a membrane 66 which is itself held tight by two straps 67, an orifice 68 putting the two chambers in communication.
  • a membrane 66 which is itself held tight by two straps 67, an orifice 68 putting the two chambers in communication.
  • a very high viscosity fluid such as a loaded grease, charged or not, allows the assembly to act as a damper by absorbing energy, which prevents the appearance of vibration phenomena in the riser subject to the effects of the current.
  • the inflation, deflation or pressure adjustment phases are carried out using the manipulator arms and on-board pumps on the intervention ROVs.
  • the outer membrane 66 acts as a visual indicator, which makes it possible, without additional measurement, to know the state of the damping guide, by simple inspection using the cameras available on the ROVs.
  • FIG. 5 is the side view of the lower part of a single-riser tower constituted by a base 16 resting on the ground 12 and supporting the angled connecting sleeve 17 at the end of which is installed a flexible joint 37 connected itself to the female portion 38 of an automatic connector.
  • the riser 15 is equipped at its base with the male part 39 of the same automatic connector.
  • the riser 15 also plays the role of tendon and the automatic connector 38-39, as well as the flexible seal 37 are sized to take up the tension generated by the fluid under pressure added the voltage created by the float 14 and the environmental conditions on the SCR 4-turn assembly.
  • FIG. 6 diagrammatically represents two positions of a FPSO, anchored on a drum, and obtained from the results of a computation performed statically, without taking into account the dynamic effects, for an oil field installed at 2,000 m depth and with the float 5 of the tower according to the invention positioned at 1000 m depth: the apparent linear weight in water of the SCR 3 and the vertical riser 9 single, serving as a tendon, considered full of oil, was taken in account for a value of 97.96 kg / m, and the net buoyancy at float level 5 at a value of 180 tonnes (buoyancy of the float-apparent weight in the water of the float 5, the tendon and the riser (s) (s) vertical 9); the SCR 3 and the vertical riser 9 are made of the same material and a configuration of the same type, such as a diameter of 10.25 inches and a thickness of 1 inch with longitudinal stiffness considered infinite and a given insulation; seawater is considered with a specific gravity of 1,033 kg / m 3 .
  • FIG. 7 represents, on the basis of the assumptions detailed in FIG. 6, the variations of horizontal tension and of the distance L from the base 8 to the FPSO 1 as a function of the depth of the float 5. It can thus be seen that for an increase in the depth of the float 5, the horizontal tension decreases and presents a minimum for - 1400 m. In addition, for a depth of between - 1 000 and -1 800 m, the voltage is between 52 and 53 tonnes, so substantially constant. Similarly, the distance L to FPSO 1 represents a maximum value for - 1400 m and remains substantially constant around - 950 / - 960 m for a depth between - 1 000 and - 1.800 M. Thus, if we install two towers at substantially the same distance from the FPSO with floats at very different depths, their performance will be similar, but the SCRs being radically different will not interfere with each other.
  • FIG. 8 represents, on the basis of the detailed hypotheses of FIG. 6, the variations of the excursion of the FPSO and of the horizontal tension as a function of the depth of the float 5 and for a distance of the FPSO 1 and the base 8 of 950 m (position P0). The calculation was made on the basis of an 8% excursion corresponding to a float depth of 1000 m. In the oil field design phase, it is customary to consider a maximum excursion corresponding precisely to 8% of the water depth, which corresponds to 160 m for a water depth of 2,000 m.
  • the location of the float 5 at a depth greater than half the water height has a great advantage for the stability of the system and therefore for its fatigue resistance throughout the life of the field.
  • male parts and female parts of the automatic connectors have been described in a given position, but they can, without changing the character of the invention, be interchanged. In the same way, the position of the automatic connector and the adjacent flexible joint can be reversed without changing the character of the invention.
  • a tower increases the FPSO's excursion capability around its average position, while a large SCR improves the damping of the system.
  • the mathematical curve represented by the chain constituted by a line of linear mass and constant inertia has, starting from the FPSO towards the float, a constant variation of its curvature, which has a minimum value (maximum radius of curvature) at the level of the FPSO, then increases towards a maximum value (minimum radius of curvature) at the level of the float.
  • the FPSO subject to environmental conditions, will transmit its movements to the assembly consisting of the SCR and the tower.
  • the excitation of the SCR will lead to overall movements of said SCR generating localized variations of radius of curvature which will generate transverse movements which will have the effect of absorbing part of the energy.
  • SCRs of large amplitude will absorb a maximum of energy over their entire length and the transfer of excitation energy to the float will be reduced to a minimum.
  • the SCR thus acts, with respect to the tower, the role of filter for the excitation movements generated by the FPSO.
  • the tower favorable to improve the excursion capacity for weak angular variations, is a mediocre damper and moreover it is subject to vibrations generated by vortex phenomena (vortex), which is why the device according to the invention consists in installing the tower and its float at great depth, in a zone where the currents are stable and the vortex effects are weak.
  • vortex vortex
  • the SCR behaves towards the FPSO as a conventional SCR, without however having the disadvantages existing in the prior art and related to the formation of a stain at the point of contact and the risk of damage to the SCR in this area .
  • the presence of articulated joints at the level of the FPSO and at the level of the float of the tower facilitates the excitations of the chain, which will lead to energy absorption, thus to a global damping, while minimizing the transmission of efforts at the level of the extremities, both at the FPSO and at the tower float, by removing the recesses.
  • a tower of high height will be preferred in the case where one seeks a high performance insulation system such as pipe-in-pipe.
  • the pipe-in-pipe concept consists of two concentric pipes between which an insulation system is installed.
  • This insulation system can be polyurethane foam, syntactic foam or a gas at an absolute pressure that can vary from the pressure at the bottom, for example, to the absolute vacuum, the latter having the best level of performance in terms of insulation.
  • the syntactic foam consists of microspheres, usually glass embedded in a matrix of crosslinkable materials of the epoxy or polyurethane type.
  • Such a pipe-in-pipe system is expensive and has a certain complexity of implementation because it generally consists of elements of 12 or 24m length assembled by welding or screwing.
  • the fluid arriving at the bottom of a tower at a temperature, for example 55 ° C it will lose during its journey in the tower a few degrees, for example 4-5 ° C, mainly due to the depressurization of the effluent on a path representing for example 45% of the water level and, on the SCR path representing the complement, ie 55% of the water height, it will lose a few more degrees, for example 7-9 ° C, due in part to an insulation less efficient and partly to the depressurization of the effluent.
  • the fluid will thus have lost a total of 11 to 14 ° C using two isolation systems with very different performance levels, since the objective sought is an optimization of the overall isolation set based on life and cost criteria.
  • a tall tower will also be preferred in the case where gas plugs tend to form in the riser. Indeed, such plugs are followed by a liquid front that can move at very high speeds and causing inheritance of internal phenomena such as water hammers. These phenomena have repercussions on the SCR and go back up to the FPSO by creating internal pressure fronts within the fluid. Such water hammers in vertical risers can cause several tons of effort at the ends. These efforts will then occur at the level of the float whose overall mass can reach 100 to 200 tons, which makes insignificant the consequences of such phenomena on the riser system. It is thus considered that the effects of such water hammers are of the second order when they occur on the vertical tower whereas they are of the first order when they occur within a SCR of the same height.
  • a low tower In the case of water injection, which is carried out with great stability of the fluid stream and therefore does not cause water hammer phenomena, a low tower will preferably be installed to approach the water configuration. a simple SCR resting on the seabed, without however to meet the disadvantages of the prior art described above.
  • the device according to the invention advantageously allows to install around the FPSO a multiplicity of independent towers from each other and located at different depths, which has the advantage of locating the foot of each of them at horizontal distances FPSO all the greater as the float is located deeper.
  • This arrangement makes it possible to converge to each of the tower feet a large number of underwater pipes, without interfering with the neighboring tower feet or their associated submarine pipes.

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Description

  • 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 de l'installation de colonnes montantes 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 pour le développement de champs de production installés en pleine mer au large des côtes. L'application principale de l'invention étant dans le domaine de la production pétrolière.
  • La présente invention concerne le domaine connu des liaisons de type comportant une tour verticale ancrée sur le fond et composée d'un flotteur situé à son sommet et relié par une conduite, prenant par son propre poids la forme d'une chaînette, jusqu'à un support flottant installé en surface.
  • En effet, dès que la profondeur d'eau des champs de production considérés dans la présente description comme étant des champs pétroliers, devient importante, leur exploitation s'effectue en général à partir de supports flottants. Les têtes de puits sont souvent réparties sur la totalité du champ et les conduites de production, ainsi que les lignes d'injection d'eau et les câbles de contrôle commande, sont déposées sur le fond de la mer en direction d'un emplacement fixe, à la verticale duquel le support flottant est positionné en surface.
  • Ce support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courant, 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 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 l'ensemble de la description suivante.
  • Ces FPSO sont soit ancrés par une série de lignes d'ancres partant de chacun des angles du support flottant, auquel cas le FPSO garde un cap sensiblement constant quelles que soient les conditions d'environnement, soit reliés à un touret solidaire de la structure du FPSO, ledit touret étant ancré par une série de ligne d'ancres. Dans ce dernier cas, le FPSO est libre de tourner autour du touret, ce dernier gardant un cap constant ; le FPSO prend alors un cap correspondant à la résultante des efforts dus au vent, au courant et à la houle sur la coque du navire. Dans la description qui va suivre les liaisons fond-surface décrites arrivent, dans le cas d'un FPSO ancré donc à cap 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 la figure 6).
  • La conduite de liaison fond-surface, appelée "riser", dont on utilisera également le terme dans la présente description, peut être réalisée en remontant de manière continue les conduites posées au fond, directement vers le FPSO en donnant une configuration de chaînette dont l'angle avec la verticale, au niveau du FPSO, est en général de 3 à 15 degrés (riser caténaire). Ces liaisons sont réalisées impérativement au moyens de conduites flexibles lorsque la profondeur d'eau est inférieure à quelques centaines de mètres, mais dès lors que la profondeur atteint et dépasse 800 à 1 000m, les conduites flexibles peuvent être remplacés par des conduites résistantes et rigides constituées d'éléments tubulaires soudés ou vissés entre eux réalisés en matériau rigide, tel qu'en matériau composite ou en acier de forte épaisseur. Ces risers rigides en matériau résistant de forte épaisseur, en configuration de chaînette sont communément appelés par le terme anglo-saxon "Steel Catenary Riser" (signifiant "riser en acier en forme de chaînette") dont on utilisera le terme abrégé "SCR" dans la présente description qu'il soit en acier ou autre matériau tel que composite.
  • Une conduite flexible et un riser rigide de type SCR, soumis aux seules forces de gravitation, de même hauteur et présentant, au niveau du point d'accrochage sur le FPSO, un même angle par rapport à la verticale, auront une courbure identique sur toute leur longueur en suspension. Mathématiquement, cette courbe est parfaitement définie et s'appelle chaînette. Cependant, les SCRs sont beaucoup plus simples que les conduites flexibles sur le plan technique et beaucoup moins onéreux. Les conduites flexibles sont en effet des structures complexes et coûteuses réalisées à partir de gaines métalliques spiralées multiples et de matériaux composites.
  • La profondeur d'eau de certains champs pétroliers dépasse 1 500m et peut atteindre 2 000 à 3 000m . La tension induite au niveau du FPSO par chacun des SCRs peut atteindre 250 à 300 tonnes et le grand nombre de risers rendus nécessaires pour le développement de certains champs, conduit à renforcer de manière considérable la structure desdits FPSO et à créer des déséquilibres si les charges sur bâbord et tribord sont différentes. De plus, lors des mouvements circulaires du FPSO autour de sa position moyenne, la chaînette formée par le SCR se modifie et le point de contact au niveau du sol se déplace d'avant en arrière et de gauche à droite, au même rythme que le FPSO, reposant ou soulevant une portion de la conduite. Ces mouvements répétés sur de longues périodes créeront un sillon dans les sols peu consolidés que l'on rencontre couramment à grande profondeur, ce qui aura pour effet de modifier la courbure de la chaînette et conduire, si le phénomène s'amplifie, à des risques 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 câbles convergent au pied d'une tour et remontent le long de celle-ci, soit jusqu'à la surface, soit jusqu'à une profondeur proche de la surface, profondeur à partir de laquelle des conduites flexibles assurent la liaison entre le sommet de la tour et le FPSO. La tour est alors munie de moyens de flottabilité pour rester en position verticale et les risers sont reliés, en pied de tour, aux conduites sous-marines par des manchettes souples qui absorbent les mouvements angulaires de la tour. L'ensemble est communément appelé "Tour Riser Hybride", car il fait intervenir deux technologies, d'une part une partie verticale, la tour, dans laquelle le riser est constitué de conduites rigides verticales, d'autre part la partie haute du riser constituée des conduites flexibles 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 une telle tour hybride comprenant un flotteur en surface relié au FPSO par l'intermédiaire de conduites flexibles et portant des guides suspendus dans lesquels passent uniquement la portion supérieure des conduites verticales de transfert de fluide : ladite tour hybride est ancrée sur le fond de la mer par un câble tendu laissant une certaine souplesse de mouvement vertical à l'ensemble, la portion inférieure des conduites étant libre et formant un coude au niveau du fond sur lequel elle s'appuie.
  • 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 de contraintes dans la tour ainsi que dans les portions de conduites en forme de chaînettes en suspension, tant au fond qu'en surface. En effet, le FPSO est en général ancré par une multitude de lignes reliées à un système d'ancres reposant sur le fond de la mer. Ce système d'ancrage crée des efforts de rappel qui maintiennent le FPSO dans une position neutre. Les liaisons fond-surface créent des efforts verticaux et horizontaux supplémentaires qui ont pour effet de déplacer l'axe du FPSO par rapport à ladite position neutre. En l'absence de courant, de vent, de houle et pour un niveau de marée moyen, la position du FPSO correspond à une position P0 dite position de référence. Sous l'effet conjugué des conditions d'environnement, d'une part sur la coque du FPSO et d'autre part sur les divers éléments constitutifs des risers, le FPSO va se déplacer, par rapport à cette position de référence, en proportion de la valeur de la résultante de tous les efforts appliqués au système.
  • 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 et son angle avec la verticale, au niveau du point d'attache avec le FPSO augmente, ce qui implique un augmentation de l'effort vertical et de l'effort horizontal sur le FPSO ; - d'autre part l'angle d'inclinaison de la tour dû au dit effort horizontal, augmente.
  • Pour minimiser les conséquences des excursions du FPSO, on recherche en général à augmenter la raideur du système d'ancrage et à donner de la souplesse au niveau des liaisons fond-surface. Pour cela, la configuration tour associée à une chaînette présente une grande capacité d'absorber les excursions du FPSO, tout en minimisant les mouvements au niveau de la tour et les déformations des chaînettes.
  • 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 entre le FPSO et le sommet de la tour. Dans les réalisations antérieures de "tours hybrides" décrites dans FR 2 507 672 ou dans d'autres types de structures telles que celles décrites dans US 4 391 332 et EP 802 302, on met en oeuvre des conduites flexibles plongeantes, c'est-à-dire descendant largement en-dessous du flotteur pour y remonter ensuite. Ceci est possible car une conduite flexible est capable de résister à la fatigue même lorsque sa courbure présente un rayon de courbure de seulement quelques mètres.
  • Mais, la structure interne des flexibles est très complexe et leur coût très élevé, c'est pourquoi, dans les réalisations antérieures de tours hybrides, on cherche à remonter la tour le plus près possible de la surface, tout en évitant les zones de turbulence en surface, c'est-à-dire à des profondeurs en général inférieures à 200m, de préférence de l'ordre de 50 m. Ceci permet de mettre en oeuvre des longueurs de conduites flexibles réduites et donc moins coûteuses mais aussi et surtout, ceci permet de rendre les connexions des conduites flexibles au sommet de la tour plus accessibles aux plongeurs.
  • Tous les éléments de ces tours hybrides ou de ces risers caténaires doivent être dimensionnés pour supporter la houle, le courant et les mouvements du navire de surface dans les conditions extrêmes de mer, ce qui conduit à des structures immergées d'ampleur considérable devant supporter des contraintes importantes et résister à des phénomènes de fatigue tout au long de leur durée 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'au delà de 1 000 mètres par exemple, et de type comportant une tour verticale ancrée sur le fond de la mer et dont le flotteur situé à son sommet est relié à un support flottant installé en surface, par une conduite en forme de chaînette, en limitant les efforts sur les flotteurs et les conduites reliant celui-ci au support flottant, l'ensemble du dispositif devant être capable de résister aux contraintes et à la fatigue tout en acceptant des déplacements importants du support de surface et sans nécessiter des structures considérables et trop coûteuses, et dont la mise en place doit pouvoir être facilitée et être réversible pour être facilement 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 d'ancrage et portant au moins un riser vertical reliant le flotteur au fond de la mer et pouvant se connecter à des conduites sous-marines reposant au fond de la mer et, d'autre part au moins une conduite de liaison depuis ledit flotteur vers tout support de surface tel que suivant la présente invention ladite conduite de liaison est un riser dont la paroi est un tube résistant rigide, 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, on considère en effet que le rayon de courbure d'une conduite rigide en acier doit être en général supérieur à environ 100 m. Pour apporter de la flexibilité et fournir une capacité identique à absorber les mouvements du support flottant et les mouvements de la tour, on compense le fait que la chaînette est moins courbée avec une conduite rigide, en augmentant la distance entre le support flottant et le flotteur au sommet de la tour, et donc en augmentant la longueur de la conduite rigide. Toutefois, le poids apparent dans l'eau d'une conduite plus rigide est plus important que celui d'une conduite flexible, la charge en tête au niveau du flotteur et les efforts sur le flotteur au sommet de la tour sont donc accrus. Ceci pourrait conduire à surdimensionner le flotteur, et induire des 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 surface de l'eau, notamment à une profondeur au-dessous de la dernière thermocline, celle-ci étant définie ci-après, de préférence au moins 100 m au-dessous de la dernière thermocline. En particulier on installe le flotteur au sommet de la tour à au moins 300 m de la surface de l'eau, de préférence au moins 500 m de la surface de l'eau, de préférence encore à une profondeur 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 et le sommet de la tour, ce qui permet d'amortir davantage les mouvements de la tour et du FPSO,
    • tout en respectant les rayons de courbure minimum acceptables par la conduite rigide en chaînette, et ce quels que soient les mouvements d'ensemble,
    • tout en minimisant les coûts car la tour étant moins haute, la structure immergée représente une structure moins considérable et donc moins coûteuse, et les flotteurs nécessaires pour sa mise en tension sont moins importants et donc moins coûteux - et ce en dépit de l'augmentation du poids apparent dans l'eau de la conduite liée à l'augmentation de sa longueur - car du fait qu'il n'y a pas ou peu de remontée de la chaînette vers le flotteur, le poids de la conduite rigide en chaînette est essentiellement supportée directement par le FPSO.
  • 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 au moins un tendon vertical, une embase inférieure à laquelle est fixée l'extrémité inférieure du tendon et au moins un guide au travers duquel passe l'extrémité inférieure dudit riser vertical. Plus particulièrement, le guide peut être sur l'embase. Avantageusement, ledit tendon comporte également des moyens de guidage répartis sur toute sa longueur, à travers lesquels passe au moins ledit riser vertical.
  • 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 tout autre dispositif propre à la maintenir en place ; le flotteur est relié à cette embase par l'intermédiaire d'une liaison souple située en pied, et d'un lien axial constitué soit d'un câble soit d'une barre métallique soit encore d'une conduite. 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 riser vertical est connectée par le dessus dudit flotteur à l'extrémité coudée de ladite conduite de liaison, et l'extrémité inférieure du riser vertical est apte à être connectée à l'extrémité d'une manchette également 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, ledit moyen de rappel pouvant être un contrepoids. 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 : celui-ci étant alors suspendu, son poids apparent dans l'eau est soutenu par une partie de la flottabilité du flotteur.
  • Dans un mode de réalisation particulier, lesdits moyens de guidage répartis sur toute la longueur du tendon et à travers lesquels passe ledit riser vertical, comprennent une cavité cylindrique de préférence surmontée d'un entonnoir conique, le diamètre intérieur de ladite cavité cylindrique étant supérieur à celui du riser vertical, et lesdits moyens de guidage comprennent une membrane souple solidaire de la paroi intérieure de ladite cavité cylindrique, créant ainsi une poche étanche entre ladite membrane et ladite paroi interne, poche que l'on peut remplir d'un fluide, de préférence à très forte viscosité, de manière à venir en appui contre le riser.
  • De préférence, des patins de frottement sont associés à ladite membrane et viennent en appui contre le riser lorsque ladite poche est remplie de fluide. Les patins permettent ainsi le coulissement du riser vertical quand sa longueur varie sous l'effet de la température et de la pression.
  • Les objectifs de la présente invention sont également obtenus par un procédé de liaison utilisant comme indiqué ci-dessus d'une part une tour verticale constituée d'au moins un flotteur associé à un système d'ancrage et portant au moins un riser vertical apte à descendre jusqu'au fond de la mer et d'autre part au moins une conduite de liaison depuis ledit flotteur vers tout support de surface, tel que, suivant la présente invention, on installe ledit flotteur à une profondeur d'immersion située en dessous de la dernière thermocline, celle-ci étant définie et précisée ci-après, et on relie ledit flotteur au support de surface par au moins un riser résistant rigide constituant une desdites conduites de liaison.
  • Suivant un mode préférentiel de mise en oeuvre du procédé de liaison suivant l'invention :
    • on met en place sur le fond de la mer une embase que l'on solidarise audit fond ; on y fixe l'extrémité inférieure d'un tendon qui est solidaire, à son autre extrémité supérieure, dudit flotteur, l'ensemble constituant ledit système d'ancrage de la tour verticale ;
    • on descend progressivement ledit riser vertical, par exemple par descente à partir d'un support flottant installé à la verticale dudit flotteur, et à travers un des ensembles des guidages de celui-ci et jusqu'à ce que son extrémité supérieure vienne en appui sur ledit flotteur, son extrémité inférieure venant alors se connecter à l'extrémité supérieure d'une manchette pré-installée sur ladite embase.
  • Lors de sa descente, le riser vertical passe de préférence successivement dans une série de guides solidaires du lien axial, appelé tendon, et est ainsi maintenu dans une position sensiblement parallèle audit tendon et aux autres riser verticaux, soit déjà installés dans les guides adjacents, soit devant être installés ultérieurement.
  • Dans un mode particulier de réalisation, on installe ledit flotteur à une profondeur d'immersion supérieure à la demi-profondeur d'eau à laquelle est ancrée la tour suivant l'invention, ce qui permet alors d'assembler préalablement l'ensemble du riser vertical et de le transporter en position verticale jusqu'à la verticale du guide correspondant du flotteur pour y être descendu.
  • Le résultat est un nouveau procédé de liaison fond-surface par conduite sous-marine, installée à grande profondeur et répondant au problème posé.
  • 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 fond de la mer. Ainsi, pour des profondeurs d'eau supérieures à 500-1000m, dans une configuration océanique de type Atlantique, on observe comme représenté sur la figure 1 :
    • une couche de surface 181 pouvant atteindre 50 m au-dessous le la surface 19, et dans laquelle les courants sont locaux et principalement dus aux vents et aux phénomènes de marée. Dans cette zone, les courants sont importants sensiblement uniformes sur la tranche d'eau. Ils peuvent atteindre des vitesses de l'ordre de 2,5 m/s dans le cas de l'Afrique de l'Ouest,
    • une zone de transition 291, appelée thermocline, d'épaisseur variable mais faible (3 à 10m). Dans cette zone de transition 291 le courant décroît rapidement pour atteindre la vitesse de la couche intermédiaire,
    • une couche intermédiaire 182 dans laquelle les courants varient de 0,5 m/s à 1m/s. Cette couche intermédiaire s'étend d'environ -55m à -150m et les courants sont principalement des courants thermiques dus aux phénomènes climatiques,
    • une deuxième zone de transition 292 ou thermocline elle aussi d'épaisseur variable mais faible (± 10m). Dans cette zone de transition le courant décroît rapidement pour atteindre la valeur de la couche inférieure,
    • une couche inférieure 183 dans laquelle les courants sont faibles et ne dépassent en général pas 0,5 m/s. Ces courants sont dus à des mouvements d'eau intercontinentaux. Cette couche commence à environ -150 / -170 m et se poursuit jusqu'au fond 12 de la mer, c'est à dire jusqu'à des profondeurs pouvant atteindre 1 000 à 3 000m selon les endroits.
  • Dans certaines mers, on peut observer trois thermoclines 29 sur la partie supérieure, mais d'une manière générale, la couche inférieure 183 commence aux alentours de -170 / -200m.
  • Ainsi, la tour et son flotteur suivant l'invention et tel que décrits ci-après étant localisés en dessous de cette thermocline inférieure 292 sont dans la 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 qui décroissent rapidement avec la profondeur et qu'il est d'usage de négliger dès lors que l'on dépasse 120 à 150 m de profondeur. Les efforts auxquels la tour se trouve alors soumise sont ainsi considérablement réduits et sensiblement uniforme dans toute sa hauteur sous l'effet des courants de fond intercontinentaux.
  • Le dispositif selon l'invention, constitué de l'ensemble tour-SCR aura un comportement bien meilleur sous l'effet des conditions d'environnement non seulement habituelles, mais aussi extrêmes telles que les conditions annuelles, décennales et centennales. Les efforts et les contraintes seront réduites de manière très significatives et la tenue en fatigue des divers composants critiques sera considérablement augmentée, ce qui permettra de fournir un meilleur service pendant toute la durée de vie du champ.
  • Le flotteur se trouvant ainsi à une profondeur importante, peut être relié au FPSO par l'intermédiaire d'au moins un SCR et non pas d'une liaison flexible telle qu'il est d'usage à ce jour de procéder : ces liaisons SCR sont simples et de plus, la structure interne des SCRs, des risers verticaux et des conduites reposant sur le fond peuvent être alors identiques, ce qui simplifie le passage de racleurs de nettoyage. Le passage fréquent de ces racleurs de nettoyage est en effet indispensable dans le cas de dépôts solides tels la paraffine ou les hydrates et on doit pouvoir agir de manière très énergique et répétée sans endommager la 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 plus bas pour privilégier certains avantages que nous allons décrire maintenant. Dans tous les cas de figure, le flotteur ne sera jamais situé à proximité de la dernière thermocline décrite précédemment, mais largement plus bas, par exemple 100m plus bas, de manière à ne jamais risquer d'être soumis aux perturbations engendrées par la thermocline, ni aux courants existant dans la tranche supérieure, au cas où des perturbations des courants marins à l'échelle planétaire viendraient modifier de manière significative les mouvements océanologiques.
  • Le SCR est relié au riser vertical au niveau du sommet du flotteur par l'intermédiaire d'un joint flexible qui autorise une variation importante de l'angle entre l'axe de la tour et l'axe de la chaînette au niveau dudit joint flexible, sans engendrer de contraintes significatives dans le SCR ni dans le sommet du flotteur. Ce joint flexible pourra être soit une rotule sphérique avec joints d'étanchéité, soit une rotule lamifiée constituée de sandwich de feuilles d'élastomères et de tôles adhérisées, capable d'absorber des mouvement angulaires importants par déformation des élastomères, tout en conservant une étanchéité parfaite en raison de l'absence de joints de frottement, soit encore une longueur limitée de conduite flexible capable de fournir le même service.
  • Le dispositif selon l'invention sera avantageusement équipé d'un connecteur automatique situé au niveau du joint flexible, soit entre la tour et le joint flexible, soit entre le joint flexible et le FPSO. Ainsi, l'installation d'un tel SCR peut se faire de manière entièrement automatique, sans avoir à faire appel à des plongeurs. La séquence d'installation consiste alors à installer la tour, puis à transporter en position verticale le futur SCR, à le fixer au bordé du FPSO en position définitive. Un câble connecté à l'extrémité inférieure du futur SCR est alors manipulé par un ROV qui est le nom abrégé du terme anglo-saxon "Remotely Operated Vehicule" (signifiant "sous-marin automatique télécommandé, depuis la surface, et dont on utilisera le terme abrégé ROV dans la présente description), pour être ramené vers le sommet de la tour et être connecté à des moyens de traction solidaires du flotteur et commandés par exemple par le ROV qui fournit alors la puissance nécessaire tout en contrôlant les opérations à l'aide de caméras vidéo dont le signal est remonté en surface auprès des opérateurs installés sur le support flottant d'intervention. Le câble est 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 connecteur automatique. En fin de phase d'approche, l'ensemble est verrouillé et les moyens de tirage libérés pour pouvoir intervenir sur l'installation de la ligne suivante. Le principe des connecteurs automatiques étant connu de l'homme de l'art dans le domaine de l'hydraulique et de la pneumatique, ne sera pas décrit ici dans ses détails.
    Ce mode d'installation présente l'avantage d'être entièrement réversible, dans la mesure où le connecteur automatique est conçu pour pouvoir être déconnecté. Il est ainsi possible, en cours d'exploitation, d'intervenir sur un seul SCR pour le démonter et le remplacer sans perturber le reste de la production et donc sans avoir à arrêter la production des risers et SCRs voisins.
  • 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,
    • 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 en contrôlant depuis la surface l'opération de descente,
    • en fin de descente, la tête du riser repose sur le sommet du 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 avantageusement équipée d'un connecteur automatique, préférentiellement la partie mâle en raison de son moindre encombrement, l'ensemble pouvant être connecté avec l'extrémité de la conduite sous-marine reliant le pied de la tour à l'une des têtes de puits, ladite extrémité étant équipée de la partie femelle dudit connecteur automatique.
  • Ce mode d'installation des risers verticaux présente l'avantage d'être entièrement réversible, dans la mesure où le connecteur automatique de pied de riser est lui aussi conçu pour pouvoir être déconnecté. Il est ainsi possible, en cours d'exploitation, d'intervenir sur un seul riser pour le démonter et le remplacer sans perturber le reste de la production et donc sans avoir à arrêter la production des risers et SCRs voisins.
  • Dans la mesure où le flotteur est installé à une profondeur supérieure à la moitié de la hauteur d'eau, il sera possible de transporter en vertical le riser entièrement terminé et de le descendre à travers le flotteur. Si le flotteur se trouve au dessus de la mi-hauteur d'eau, il conviendra de positionner le support flottant d'installation à la verticale dudit flotteur et d'assembler les éléments de riser au fur et à mesure de la descente de son extrémité inférieure vers et à travers le flotteur et les divers guides installés le long du tendon, ledit assemblage pouvant être réalisé soit par soudure, soit par collage, soit encore par assemblage mécanique tel que le vissage, le bridage ou le sertissage. Dans une version préférée du dispositif, on transportera en position verticale depuis un emplacement d'assemblage éloigné de la tour, une longueur préassemblée du riser, ladite longueur étant inférieure à la hauteur d'eau restant entre la surface et le sommet de la tour. Ainsi, le support flottant d'intervention viendra se positionner à la verticale du flotteur avec une longueur optimale de riser déjà assemblé, équipé en partie inférieure de la portion mâle du connecteur automatique et prêt à être descendu vers et à travers le flotteur et les divers guides installés le long du tendon. Au fur et à mesure de la descente, la partie supérieure manquante du riser est assemblée comme décrit précédemment.
  • Le mode opératoire ainsi décrit permet de limiter au minimum la présence du support flottant d'intervention dans la zone de la tour, ce qui minimise les risques d'accident. Ainsi, pour pouvoir intervenir ultérieurement et démonter de manière simple le riser, on privilégiera des modes d'assemblage permettant un démontage rapide et non destructif, tel le vissage, ce qui permettra d'extraire le riser de son supportage, de désassembler par dévissage les tronçons successifs de la seule partie supérieure nécessaire pour libérer la partie basse du riser du sommet du flotteur, le support flottant d'intervention quittant alors la position avec le reste du riser en suspension, et se dirigeant vers un emplacement éloigné des installations sensibles pour terminer les opérations de maintenance.
  • Dans le but de minimiser la présence du support flottant d'intervention à la verticale de la tour, on installe avantageusement le flotteur à un niveau inférieur à la demi hauteur d'eau, il est ainsi possible pour le support flottant d'intervention d'installer ou d'extraire l'intégralité du riser sans à avoir à assembler ou démonter aucun de ses composants, ce qui réduit encore les risques d'accident dans la zone de la tour et des installations sensibles.
  • D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention ressortiront mieux à la lecture de la description qui va suivre, faite de manière illustrative et non limitative, en référence aux dessins annexés sur lesquels :
    • la figure 1 est la représentation de la totalité de la tranche d'eau dans une configuration océanique de type Atlantique, tel que décrit précédemment, dans laquelle sont indiqués en abscisse les valeurs indicatives des courants en mètre/seconde et en ordonnées les profondeurs approximatives des différentes couches et des thermoclines correspondantes.
    • la figure 2 est une vue en perspective d'un développement de 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,
    • 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 aux conduites 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 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'invention située à 1 000 m de profondeur ;
    • la figure 7 est une série de deux courbes représentant les variations de la tension horizontale et de la distance horizontale de 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 les variations de l'excursion du FPSO et de la tension horizontale en fonction de la profondeur du flotteur pour une hauteur d'eau de 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 à la figure 9.
  • Dans ces dessins, les éléments identiques ou similaires portent, sauf indication 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 par exemple, sur bâbord, au niveau de son bordé un système de supportage 2 de conduites SCR d'effluents pétroliers 3 et de conduites d'injection d'eau 4. Les SCRs d'effluents pétroliers sont connectés à une tour située par exemple à -800m de la surface 19, au niveau supérieur du flotteur 5 comportant quatre emplacements le traversant, dont deux seulement sont occupés. Ledit flotteur est relié à l'embase 8 reposant sur le fond de la mer, au moyen d'un tendon 6 auquel sont fixés une multitude de guides 7 à travers lesquels sont installés des risers 9 connectés au niveau de l'embase à des manchettes de raccordement 111 elles-mêmes connectées à des conduites sous-marines 10 au niveau d'un bloc intermédiaire de connexion 13 ; d'autres manchettes de raccordement 112 sont en attente de l'installation des risers verticaux correspondants.
  • 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 15 assurant de plus la fonction de tendon. Une manchette de raccordement 17 assure 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 -800m de la surface, se trouve à une distance latérale d'environ 500m de la verticale du bordé du FPSO pour une liaison SCR en forme de chaînette arrivant au flotteur à l'horizontale, ce qui facilite grandement les opérations d'installation et de maintenance par un navire d'intervention, lequel n'interférera pas avec les opérations d'exploitation courante du FPSO. De plus, ledit navire d'intervention pourra se positionner à la verticale de la tour et évoluer 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 du bordé du FPSO.
  • 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 contraintes entre tendon ct flotteur. Le flotteur comporte des guides 22 creux verticaux et alignés avec les moyens de guidages 23 des guides 7 installés à intervalles, réguliers ou non, sur la hauteur du tendon 6 et solidarisés à ce dernier au moyen d'un dispositif d'accrochage 24. Les guides 22 peuvent être soit intégrés au sein du flotteur, soit installés à sa périphérie ou encore dans sa partie centrale. Ces guides reçoivent les risers verticaux 9 représentés sur la partie gauche complètement installés et raccordés au SCR 3 et sur la partie droite en phase de début d'insertion de l'extrémité mâle 25 d'un connecteur automatique 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 au niveau 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 navire d'intervention où il est maintenu en tension par un treuil à tension constante. Ainsi, le navire d'intervention se présente à la verticale de la tour avec le riser 9 complètement assemblé, car la profondeur - 800 m du flotteur 5 dans cet exemple de réalisation est supérieure à la longueur - 700 m du riser 9. Un ROV accroche à l'extrémité du connecteur automatique 25 la câblette 26, cette dernière ayant été préinstallée avant la mise en place de l'ensemble embase 8 - tendon 6 -flotteur 5 ; la seconde extrémité est remontée en surface pour être connectée à un treuil à tension constante non représenté. L'opération de descente du riser 91 s'effectue en maintenant la tension dans le câble 26, laquelle tension impose alors à l'extrémité du connecteur automatique 25 de passer successivement à travers chacun des guides 231 . La tension nécessaire dans le câble 26 pour cette opération sera d'autant plus importante que l'angle d'inclinaison de la tour sera élevé. En effet lors de l'installation du premier riser sur la tour, cette dernière sera en position sensiblement verticale. Après connexion du SCR correspondant relié au FPSO, ledit SCR exercera sur la tour une force horizontale qui engendrera un mouvement angulaire de la tour par rapport à la verticale, orienté vers le FPSO. Au fur et à mesure des installations des risers successifs, cet angle augmentera et la tension nécessaire dans le câble 26 augmentera proportionnellement.
  • La partie gauche de la même figure 3 représente le riser 92 installé dans son guide 22 : son extrémité 30 repose sur la partie supérieure du guidage 22 et constitue la partie femelle d'un connecteur automatique dans laquelle sera insérée la partie mâle 31 dudit connecteur, solidaire d'un coude 32 lui-même solidaire 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, la longueur du SCR est inférieure à la hauteur d'eau et ce dernier est assemblé à l'extérieur du champ par le navire d'intervention, puis transporté en pendant jusqu'au FPSO où il est transféré et raccordé à son extrémité supérieure. Son extrémité inférieure équipée du joint flexible 33, du coude 32 et de la partie mâle 31 du connecteur automatique est reliée à un câble dont la seconde extrémité 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 à travers le ROV. Le tirage du câble depuis le flotteur met la conduite en forme de chaînette et lorsque l'embout mâle 31 se trouve à proximité de la partie femelle 30 correspondante, les deux parties sont assemblées par des moyens, non représentés, connus de l'homme de l'art dans le domaine des connecteurs hydrauliques et pneumatiques. Après mise en place du SCR3, une butée 34 est installée sur le flotteur 5 qui vient en appui sur une collerette solidaire 35 du coude 32 de manière à reprendre les efforts horizontaux engendrés par le SCR et à éviter les rotations de l'ensemble et en particulier du coude autour de l'axe 36 des risers 9.
  • La figure 4 est une vue de côté de l'embase 8 d'une tour multi-risers constitué d'une plaque de base 40 lestée, reposant sur le sol 12 du fond de la mer et supportant une structure métallique comportant des guides 41, un joint flexible central 42 apte à recevoir l'extrémité inférieure du tendon 6. Deux risers 9 sont représentés, sur la gauche le riser 91 est connecté au niveau de la partie mâle 251 de son connecteur automatique, à la partie femelle 441 du même connecteur solidaire de la manchette de raccordement 111 à des conduites sous-marines non représentées. Soumis à des variations de température, le riser 9 peut se dilater en coulissant dans les divers guides 7 répartis le long de la tour. En partie basse, le mouvement de l'extrémité inférieure peut atteindre plusieurs mètres en variations extrêmes : aussi le riser 91. associé à sa manchette 112 sont libres de se déplacer verticalement dans les guides 411 et 491 solidaires de la structure de l'embase 8.
  • Un système de contre poids constitué d'une masse 481 d'un câble 461 tourné autour d'une poulie 451 solidaire du bâti de l'embase 8 est connecté à un renfort 501 de la manchette 111 au niveau du point d'attache 471. Ce contrepoids est dimensionné pour maintenir, en l'absence du riser 91, la manchette en position haute, le renfort 501 venant alors en butée avec la structure de l'embase 8 au niveau du guidage 491. Cette position haute est détaillée dans la partie droite de la figure qui montre un riser 92 en cours de descente, après passage de la partie mâle 252 du connecteur automatique à travers le dernier guide 412. Le câble 26 maintenu en tension depuis la surface et servant à tirer l'extrémité du riser à travers les différents guides a été déconnecté par le ROV. La descente du riser 92 est ensuite effectuée jusqu'à ce que la partie mâle 252 rentre dans la partie femelle 442. Dans cette phase d'enclenchement, la manchette 112 est toujours en position haute car le contrepoids 482 est dimensionné pour supporter au moins le poids propre de ladite manchette additionné de l'effort vertical nécessaire à la phase d'enclenchement. Après le dit enclenchement, le riser 9 peut descendre jusqu'à ce que sa partie supérieure repose sur le flotteur, la manchette 11 se trouvant alors en position basse et le contrepoids se soulevant d'autant.
  • Ainsi, en cas d'intervention future nécessitant l'enlèvement du riser 92, le ROV opérera le déverrouillage du connecteur automatique 252-442 et lors de l'extraction du riser, la manchette se remettra en position haute grâce à l'action du contrepoids 482. La réinstallation du riser 92 après réparation sera effectuée de la même manière que l'installation initiale, car le dispositif selon l'invention est entièrement réversible.
  • Les figures 9 et 10 détaillent un moyen de guidage 7 d'un riser 9, ledit moyen de guidage étant solidaire, au niveau d'une pièce d'accrochage 24, d'un tendon 6 non représenté. Le moyen de guidage 7 est constitué d'une poche cylindrique 7a surmontée d'un entonnoir conique 7b permettant le guidage, lors de la mise en place du riser, de la partie mâle d'un connecteur automatique non représenté. Ledit connecteur étant d'un diamètre supérieur à celui du riser 9 le guide doit être d'un diamètre nettement supérieur à celui du riser 9. Pour limiter et amortir les mouvements latéraux du riser en opération, le moyen de guidage 7 est avantageusement muni d'un dispositif ajustable en diamètre permettant d'ajuster le diamètre intérieur de la poche cylindrique 7a.
    Lors de l'opération d'installation ou de retrait du riser, le dispositif est complètement rétracté, de sorte que la poche cylindrique 7a présente un diamètre maximal et il est complètement expansé lorsque le riser est en configuration opérationnelle.
  • Le dispositif ajustable est constitué d'une membrane souple 60 solidaire du moyen de guidage cylindrique 7a par l'intermédiaire de bagues de sertissage hautes et basses 61, ce qui crée une poche étanche 62 capable de recevoir un fluide par l'intermédiaire d'un orifice 63 muni d'une vanne d'isolation 64. Une multitude de patins 65a - 65b, par exemple 6 ou 8 patins sont solidaires de la membrane 60 et viennent en appui avec le riser 9 lorsque la poche 62 est complètement remplie. Dans les deux figures 9 & 10, dans la partie gauche du dessin, la membrane 60 associée au patin 65b est représentée en position rétractée, alors qu'elle est représentée associée au patin 65a en position active dans la partie droite, c'est à dire en contact avec le riser. La poche 62 est en communication avec une chambre extérieure limitée par une membrane 66 elle même maintenue étanche par deux cerclages 67, un orifice 68 mettant les deux chambres en communication. Ainsi, lorsque la poche 62 est vidée de son contenu par aspiration du fluide à travers la vanne 64, les membranes 60 et 66 se trouvent plaquées sur le guidage cylindrique 7a et la multitude de patins 65 sont complètement rétractés, laissant ainsi un passage maximal: Lorsque le riser 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 vanne est alors fermée et l'effet centraliseur est obtenu et la force peut être ajustée simplement par injection d'un volume supplémentaire de fluide créant un gonflement de la membrane extérieure, laquelle joue le rôle de vessie pressurisée, donc de réserve sous pression. L'utilisation d'un fluide à très forte viscosité, tel une graisse filante, chargée ou non, permet à l'ensemble de jouer le rôle d'amortisseur par absorption d'énergie, ce qui empêche l'apparition de phénomènes vibratoires dans le riser soumis aux effets du courant. Les phases de gonflage, de dégonflage ou d'ajustement de la pression sont réalisées à l'aide des bras manipulateurs et de pompes embarquées à bord des ROVs d'intervention. La membrane extérieure 66 joue le rôle de témoin visuel, ce qui permet, sans mesure complémentaire, de connaître l'état du guidage amortisseur, par simple inspection à l'aide des caméras disponibles sur les ROVs.
  • La figure 5 est la vue de côté de la partie inférieure d'une tour mono-riser constituée d'une embase 16 reposant sur le sol 12 et supportant la manchette coudée de raccordement 17 à l'extrémité de laquelle est installé un joint flexible 37 connecté lui même à la partie femelle 38 d'un connecteur automatique. Le riser 15 est équipé à sa base de la partie mâle 39 du même connecteur automatique. Dans ce mode de réalisation d'un dispositif selon l'invention, le riser 15 joue aussi le rôle de tendon et le connecteur automatique 38-39, ainsi que le joint flexible 37 sont dimensionnés pour reprendre la tension engendrée par le fluide sous pression additionné de la tension créée par le flotteur 14 et les conditions d'environnement sur l'ensemble SCR 4 - tour.
  • La figure 6 représente schématiquement deux positions d'un FPSO, ancré sur touret, et obtenues à partir des résultats d'un calcul effectué en statique, sans tenir compte des effets dynamiques, pour un champ pétrolier installé par 2 000 m de fond et avec le flotteur 5 de la tour suivant l'invention positionnée à 1 000 m de profondeur : le poids linéaire apparent dans l'eau du SCR 3 et du riser vertical 9 unique, faisant office de tendon, considérés pleins d'huile, a été pris en compte pour une valeur de 97,96 kg/m , et la flottabilité nette au niveau du flotteur 5 à une valeur de 180 tonnes (flottabilité du flotteur-poids apparent dans l'eau du flotteur 5, du tendon et du ou des riser(s) verticaux 9) ; le SCR 3 et le riser vertical 9 sont réalisés dans le même matériau et une configuration de même type, tel que d'un diamètre de 10,25 pouces et une épaisseur de 1 pouce avec une rigidité longitudinale considérée infinie et une isolation donnée ; l'eau de mer est considérée avec un poids volumique de 1 033 kg/m3.
  • La position moyenne du FPSO 1 étant P0, les résultats des calculs détaillent les caractéristiques d'une position éloignée P1 et d'une position rapprochée P2, correspondant à une excursion maximale de 8 % de la profondeur d'eau de 2 000 m, le flotteur 5 étant positionné à une profondeur d'eau égale à environ la moitié de la tranche d'eau considérée et reliée au fond 12 par un riser 9 de longueur 1 014 m :
    • pour la positon P1 la plus éloignée : le rayon de courbure minimal du SCR3 est de 506m avec un angle en tête α1 de 19° pour une tension de 157 tonnes et un angle β1 en bas de 15° pour une tension horizontale de 51 tonnes ; la longueur développée du riser 3 est de 1 322 m pour une immersion du flotteur 5 de 1 019 m ; l'angle en-tête y 1 du riser tendu 9 est de 15° et la distance horizontale du FPSO 1 à l'embase 8 du riser est de 1 027 m.
    • pour la position Pz la plus rapprochée : le rayon de courbure minimal du SCR3 est de 300 m avec un angle en tête α2 de 13 ° pour une tension de 133 tonnes 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 position ci-dessus, à savoir 1 322 m et l'immersion du flotteur 5 est de 1000 m; l'angle en-tête γ2 du riser tendu 9 est de 9,6° et la distance horizontale du FPSO 1 à l'embase 8 est de 868 m, la distance à la position P0 moyenne étant L = 947 m.
  • La figure 7 représente sur la base des hypothèses détaillées dans la figure 6 les variations de tension horizontale et de la distance L de l'embase 8 au FPSO 1 en fonction de la profondeur du flotteur 5. On observe ainsi que pour une augmentation de la profondeur du flotteur 5, la tension horizontale décroît et présente un minimum pour - 1 400 m. De plus, pour une profondeur comprise entre - 1 000 et - 1 800 m, la tension est comprise entre 52 et 53 tonnes, donc sensiblement constante. De même, la distance L au FPSO 1 représente une valeur 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 avec des flotteurs situés à des profondeurs très différentes, leurs performances seront similaires, mais les SCR étant radicalement différents ne risqueront pas d'interférer entre eux.
  • La figure 8 représente sur la base des hypothèses détaillées de la figure 6 les variations de l'excursion du FPSO et de la tension horizontale en fonction de la profondeur du flotteur 5 et pour une distance du FPSO 1 et embase 8 de 950 m (position P0). 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 phases de conception de champs pétroliers, il est d'usage de considérer une excursion maximale correspondant justement à 8 % de la hauteur d'eau, ce qui correspond à 160 m pour une profondeur d'eau de 2 000 m. On observe ainsi que pour une réduction de la profondeur du flotteur 5, l'excursion maximale et la tension horizontale ont tendance à augmenter alors que pour une augmentation de cette profondeur, l'excursion reste stable autour de 8 % et la tension reste stable autour de 50 tonnes. Il apparaît ainsi que pour des profondeurs supérieures à 1 000 m, l'excursion maximale et la tension restent stables en statique. Cet ensemble constitue donc un invariant du système, lequel invariant aura un effet stabilisateur pour ce système soumis à des effets dynamiques.
  • Ainsi, selon l'invention, la localisation du flotteur 5 à une profondeur supérieure à la demi hauteur d'eau présente un grand avantage pour la stabilité du système et donc pour sa tenue en fatigue pendant toute la durée de vie du champ.
  • Il apparaît ainsi que pour le développement de champs nécessitant une multitude de tours, en localisant les flotteurs dans la demi tranche d'eau inférieure, on disposera d'une grande latitude de choix quant à la position des flotteurs, conduisant à de faibles variations des efforts horizontaux et de la distance tour-FPSO. En procédant ainsi on peut positionner dans l'espace une multiplicité d'ensembles tour-SCRs en évitant les interférences des flotteurs entre eux et des SCRs entre eux, ce qui augmente la sécurité et la performance des installations durant la durée de vie du champ.
  • Dans toutes les descriptions des dispositifs selon l'invention, parties mâles et parties femelles des connecteurs automatiques ont été décrites dans une position donnée, mais elles peuvent, sans changer le caractère de l'invention, être interverties. De la même manière, la position du connecteur automatique et du joint flexible adjacent peuvent être inversées sans changer le caractère de l'invention.
  • D'une manière générale, une tour augmente la capacité d'excursion du FPSO autour de sa position moyenne, alors qu'un SCR de grandes dimensions améliore l'amortissement du système. En effet, la courbe mathématique que représente la chaînette constituée par une conduite de masse linéaire et d'inertie constante présente, en partant du FPSO vers le flotteur, une variation constante de sa courbure, laquelle a une valeur minimale (rayon de courbure maximal) au niveau du FPSO, puis croît vers une valeur maximale (rayon de courbure minimal) au niveau du flotteur. Le FPSO, soumis aux conditions d'environnement transmettra ses mouvements à l'ensemble constitué du ou des SCRs et de la tour. L'excitation du SCR conduira à des mouvement d'ensemble dudit SCR engendrant des variations localisées de rayon de courbure lesquelles engendreront des mouvements transversaux qui auront pour effet d'absorber une partie de l'énergie. Ainsi, des SCR de grande amplitude absorberont un maximum d'énergie sur toute leur longueur et le transfert d'énergie d'excitation au flotteur sera réduite au minimum. Le SCR joue ainsi, vis à vis de la tour, le rôle de filtre pour les mouvements d'excitation engendrés par le FPSO.
  • La tour, favorable pour améliorer la capacité d'excursion pour de faibles variations angulaires, est un médiocre amortisseur et de plus elle est sujette à des vibrations engendrées par des phénomènes tourbillonnaires (vortex), c'est pourquoi le dispositif selon l'invention consiste à installer la tour et son flotteur à grande profondeur, dans une zone où les courants sont stables et les effets de vortex sont faibles.
  • Ainsi, sur un champ pétrolier installé par exemple par 1500m de hauteur d'eau, dans le cas d'une tour de faible hauteur, par exemple située à 100m au dessus du fond, le SCR, d'une hauteur d'environ 1 400m, se comporte vis à vis du FPSO comme un SCR conventionnel, sans toutefois présenter les inconvénients existant dans l'art antérieur et liés à la formation d'une souille au niveau du point de contact et des risques d'endommagement du SCR dans cette zone. La présence de joints articulés au niveau du FPSO et au niveau du flotteur de la tour facilite les excitations de la chaînette, lesquelles conduiront à des absorption d'énergie, donc à un amortissement global, tout en minimisant la transmission d'efforts au niveau des extrémités, tant au FPSO qu'au flotteur de la tour, par la suppression des encastrements.
  • Une tour de grande hauteur sera préférée dans le cas où l'on recherche un système d'isolation performant tel que le pipe-in-pipe. Le concept pipe-in-pipe est constitué de deux conduites concentriques entre lesquelles un système d'isolation est installé. Ce système d'isolation peut être de la mousse de polyuréthanne, de la mousse syntactique ou encore un gaz à une pression absolue pouvant varier de la pression régnant au fond, par exemple, jusqu'au vide absolu, ce dernier présentant le meilleur niveau de performances en termes d'isolation. Nous rappelons à ce sujet que la mousse syntactique est constituée de microsphères, en général de verre enrobé dans une matrice de matières réticulables de type époxy ou polyuréthanne. Un tel système pipe-in-pipe est coûteux et présente une certaine complexité de mise en oeuvre car il est en général constitué d'éléments de 12 ou 24m de longueur assemblés par soudage ou par vissage. S'il est particulièrement bien adapté aux risers de la tour, son utilisation pour les SCR est plus délicate et l'on préfère mettre en oeuvre des systèmes 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 oeuvre, au sein de la tour seulement, une technologie de pipe-in-pipe chère mais performante et présentant un maximum de garanties de durée de vie, car la tour se trouve dans la partie la plus calme de la tranche d'eau. On utilise dans la partie haute des SCR associés à des systèmes d'isolation moins performants sur le plan thermique, mais plus aptes à résister durant la durée de vie des installations aux conditions d'environnement, et ce à des coûts considérablement moindres. Ainsi le fluide arrivant en pied de tour à une température, par exemple 55°C, il perdra durant son trajet dans la tour quelques degrés, par exemple 4-5°C, essentiellement dus à la dépressurisation de l'effluent sur un trajet représentant par exemple 45% de la hauteur d'eau et, sur le parcours du SCR représentant le complément, soit 55% de la hauteur d'eau, il perdra encore quelques degrés, par exemple 7-9°C dus en partie à une isolation moins performante et en partie à la dépressurisation de l'effluent. Dans l'exemple cité, le fluide aura ainsi perdu au total de 11 à 14°C en utilisant deux systèmes d'isolation présentant des niveaux de performance très différents, car l'objectif recherché est une optimisation de l'ensemble isolation globale basée sur des critères de durée de vie et de coût.
  • 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 des vitesses très élevées et provoquant de manière hératique des phénomènes internes de type coups de bélier. Ces phénomènes se répercutent sur le SCR et remontent jusqu'au FPSO en créant des fronts de pression interne au sein du fluide. De tels coups de bélier au sein des risers verticaux peuvent engendrer des efforts de plusieurs tonnes au niveau des extrémités. Ces efforts se produiront alors au niveau du flotteur dont la masse globale peut atteindre 100 à 200 tonnes, ce qui rend insignifiantes les conséquences de tels phénomènes sur le système de risers. On considère ainsi que les effets de tels coups de bélier sont du deuxième ordre lorsqu'ils se produisent sur la tour verticale alors qu'ils sont du premier ordre lorsqu'ils se produisent au sein d'un SCR de même hauteur.
  • Ainsi, d'une manière générale, dans des configurations de production d'effluent et surtout celles nécessitant une isolation, on privilégiera des tours hautes.
  • Dans le cas d'injection d'eau, laquelle s'effectue avec une grande stabilité de la veine fluide et par conséquent n'engendre pas de phénomènes de coups de bélier, on installera de préférence une tour basse pour se rapprocher de la configuration d'un simple SCR reposant sur le fond de la mer, sans toutefois rencontrer les inconvénients de l'art antérieur décrits précédemment.
  • Dans ce même cas, on remplacera avantageusement le tendon central par une conduite à travers laquelle circulera l'eau d'injection. En effet, les risers d'injection d'eau sont en général en nombre très limités et sont reliés au niveau du fond de la mer à des embranchements multiples à partir desquels des conduites sous-marines rejoignent les puits d'injection d'eau. Cette conduite-tendon assurera une double fonction, option qui bien que possible dans le cas de la production d'effluents pétroliers n'est pas souhaitable car les opérations de maintenance nécessitent alors un démontage de l'ensemble flotteur-conduite-tendon.
  • Les développements de champs pétroliers sont souvent réalisés en séquence sur plusieurs années, au fur et à mesure de la réalisation des puits et de l'installation des têtes de puits. Le dispositif selon l'invention permet avantageusement d'installer autour du FPSO une multiplicité de tours indépendantes les unes des autres et situées à des profondeurs différentes, ce qui présente l'avantage de localiser le pied de chacune d'entre elles à des distances horizontales du FPSO d'autant plus grandes que le flotteur est situé plus profond. Cette disposition permet de faire converger vers chacun des pieds de tour un grand nombre de conduites sous-marines, sans interférer avec les pieds de tour voisins ni leurs conduites sous-marines associées.

Claims (13)

  1. 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 (5, 14) associé à un système d'ancrage (6, 8, 16) et portant au moins un riser vertical (9,15) reliant ledit flotteur jusqu'au fond de la mer (18) et pouvant se connecter à une dite conduite sous-marine reposant 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 en ce que ladite conduite de liaison (4, 3) est un riser dont la paroi est un tube résistant rigide.
  2. Dispositif suivant la revendication 1, caractérisée en ce que ledit flotteur (5, 14) est installé à une profondeur d'immersion située en dessous de la dernière thermocline, de préférence à une profondeur d'immersion supérieure à 300 m, de préférence encore supérieure à 500 m.
  3. Dispositif de liaison suivant la revendication 2, caractérisé en ce que ledit flotteur est installé à une profondeur supérieure à la demi profondeur d'eau à laquelle la tour est ancrée.
  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 du tendon, et au moins un guide (41) à travers lequel passe l'extrémité inférieure (25) du riser (9) vertical.
  5. Dispositif de liaison suivant la revendication 4 caractérisé en ce que l'extrémité inférieure (25) du riser (9) vertical est apte à être connectée à l'extrémité (44) d'une manchette coudée mobile, entre une position haute et une position basse, par rapport à ladite, embase (8), à laquelle cette manchette est suspendue et associée à un moyen de rappel la ramenant en position haute en l'absence de riser (9).
  6. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 4 ou 5 caractérisée 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. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 6 caractérisé en ce que l'extrémité supérieure (30) dudit riser vertical (9, 15) est suspendue à travers au moins un guide (22) solidaire dudit flotteur (5, 14) et connectée par le dessus de celui-ci à l'extrémité coudée (32) de ladite conduite de liaison (4, 3).
  8. Dispositif selon l'une des revendications 6 ou 7, caractérisé en ce que lesdits moyens de guidage (7) comprenant une cavité cylindrique (7a) de préférence surmontée d'un entonnoir conique (7b), le diamètre intérieur de ladite cavité cylindrique (7a) étant supérieur à celui du riser vertical (9), et lesdits moyens de guidage comprennent une membrane souple (60) solidaire de la 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 remplir d'un fluide, de préférence à très forte viscosité, de manière à venir en appui contre le riser.
  9. Dispositif selon la revendication 8, caractérisé en ce que des patins de frottement (65) sont associés à ladite membrane (60) et viennent en appui contre le riser (9) lorsque ladite poche (62) est remplie de fluide.
  10. Procédé de liaison fond-surface par conduite sous-marine installée à grande profondeur caractérisé en ce que l'on installe un dispositif selon l'une des revendications 1 à 9.
  11. Procédé de liaison suivant la revendication 10 caractérisé en ce que:
    - on met en place sur le fond de la mer (12) une embase (8) que l'on solidarise audit fond (12), et à laquelle on fixe l'extrémité inférieure d'un tendon (6) qui est solidaire, à son autre extrémité supérieure, dudit flotteur semble 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 son extrémité supérieure (30) vienne en appui sur ledit flotteur (5), son extrémité inférieure (25) venant se connecter à l'extrémité supérieure d'une manchette (11) pré-installée sur ladite embase (8).
  12. Procédé de liaison selon l'une quelconque des revendications 10 ou 11 caractérisé en ce qu'on installe ledit flotteur (5, 14) à une profondeur d'immersion supérieure à la demi-profondeur d'eau à laquelle est ancrée la tour.
  13. Procédé de liaison suivant les revendications 11 et 12 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).
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