EP1509671B1 - Colonne montante du type multi-catenaire - Google Patents

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EP1509671B1
EP1509671B1 EP03756012A EP03756012A EP1509671B1 EP 1509671 B1 EP1509671 B1 EP 1509671B1 EP 03756012 A EP03756012 A EP 03756012A EP 03756012 A EP03756012 A EP 03756012A EP 1509671 B1 EP1509671 B1 EP 1509671B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
pipe
pipe portion
point
floating support
contact
Prior art date
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Expired - Lifetime
Application number
EP03756012A
Other languages
German (de)
English (en)
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EP1509671A1 (fr
Inventor
François-Régis PIONETTI
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
Publication of EP1509671A1 publication Critical patent/EP1509671A1/fr
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Publication of EP1509671B1 publication Critical patent/EP1509671B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
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 bottom-surface connection installation comprising at least one underwater pipe providing the connection between a floating support and the seabed, particularly at great depth.
  • These underwater pipes are called “risers” or “risers” as explained below.
  • These risers consist of unitary tubular elements welded or screwed together end to end made of rigid materials such as steel or composite material.
  • the subject of the present invention is a riser-type underwater pipe providing the connection between a floating support and the seabed, said riser being constituted by a catenary-type rigid pipe extending from said floating support up to at a point of contact at the bottom of the sea.
  • the technical field of the invention is the field of the manufacture and installation of bottom-surface production connections for the underwater extraction of oil, gas or other soluble or fuse material, or a suspension of mineral material, from the submerged wellhead for the development of production fields installed offshore at sea.
  • the main and immediate application of the invention being in the field of oil production, as well as in the re-injection of water and the production or re-injection of gas.
  • a floating support generally comprises anchoring means to remain in position despite the effects of currents, winds and waves. It also generally comprises means for drilling, storage and treatment of oil and means of unloading to removing tankers, the latter occurring at regular intervals to perform the removal of 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 FDPU or Floating Drilling & Production Unit), where the floating support is also used to carry out drilling operations with deviated wells in the height of the slice. of water.
  • a catenary riser according to the invention can be either a “riser of production” of crude oil or gas, or a riser of water injection, ensuring the connection with a underwater pipe resting at the bottom of the sea, is still a “drilling riser” ensuring the connection between the floating support and a wellhead located at the bottom of the sea.
  • Catenary-type links are generally made using flexible pipes, but their cost is extremely high because of the complex structure of the pipe (see for example WO 97 06 341 A).
  • Step Catenary Riser meaning "chain-shaped steel riser” whose abbreviated term “SCR” or “SCR” will be used.
  • catenary riser in the present description whether it is steel or other material such as a composite material.
  • the curvature varies along the chain from the surface, or its radius has a maximum value R max , up to the point of contact, or its radius has a minimum value R min (or R 0 in the formula above ).
  • R max maximum value
  • R min minimum value
  • the pipe has a radius of curvature which is maximum at the top of the chain, generally at least 1500, in particular from 1500 to 5000m, ie at the point of suspension on the FPSO, and which decreases until at the point of contact with the ground. At this point, the radius of curvature is minimal in the suspended portion. But, in the adjacent part resting on the bottom of the sea, said pipe being theoretically in a straight line, its radius of curvature is theoretically infinite. In fact, this radius is not infinite but extremely high, because there remains a residual curvature.
  • the contact point moves back and forth and, in the raised area or rested on the bottom, the radius of curvature successively passes from a minimum value R min to a extremely high value, even infinite in the case of a theoretical configuration where the underwater pipe rests on the bottom of the sea substantially in a straight line.
  • the most critical portion of the chain is thus located in the portion close to the point of contact and most of the forces in this lower part of the chain are in fact generated by the proper movements of the floating support and by the excitations which occur in the upper part of the chain subject to the current and the swell, all of these excitations then propagating mechanically all along the pipe to the foot of chain.
  • the surface floating support has a considerable buoyancy and remains insensitive to the vertical loads generated by the suspended chains on its plating, on the other hand, the horizontal tension H created by each of the chains must be counterbalanced, either by a balanced distribution on port and starboard of all the chains, either by reinforcing the anchoring of the floating support, the opposite side to the chains.
  • Patent EP 0 952 301 describes a FDPU associated with a chain-to-surface bond in a chain, through which the drill string passes, said bottom-surface connection serving not only as a guide, but also as a return path. for drilling muds loaded with debris from said drilling. In the lower part of said bottom-surface connection, the curvature is most accentuated, the rotating rod train rubs on the wall of the bottom-surface connection that may damage or even destroy the latter.
  • the problem posed is to provide a bottom-surface underwater line capable of withstanding the cumulative fatigue at the point of contact with the sea floor created by the movements of the surface support, as well as by the wave and current effects, mainly in the area close to the surface where the effects of said swell and said current are in general the most important.
  • Another problem posed is to provide a bottom-surface connection line whose horizontal tension at said point of contact with the sea and at said floating support is as low as possible, thus minimizing the imbalance created at the level of the anchoring of the floating support and groove formation phenomena at said point of contact.
  • Another problem posed is to provide a bottom-to-surface connection pipe of the drill riser type having improved mechanical characteristics, in particular to reduce the risk of damage to the riser caused by the rotating rod trains introduced into the riser and rubbing against the internal wall of said riser.
  • a solution to the problems posed is a riser-type underwater pipe providing the connection between a floating support and the bottom of the sea, said riser being constituted by a catenary-type rigid pipe extending from said floating support to a point of contact at the bottom of the sea, characterized in that said catenary riser comprises a lower portion of pipe terminating at said point of contact, portion lower pipe whose apparent linear weight in water is less than that of the rest of said pipe constituting said catenary riser.
  • the catenary pipe according to the invention therefore comprises at least two pipe portions corresponding to two different catenary curves, it is therefore called multi-catenary pipe.
  • said lower lightened pipe portion extends over a length of at least 100 m from said point of contact.
  • the pipe portion is alternately flexed to reach the minimum radius of curvature, then returned substantially in a straight line, which, because the minimum radius is greater, generates much lower alternating stresses in the device according to the invention compared to the prior art, thereby reducing fatigue throughout the service life which generally exceeds 25 years.
  • the groove created at the foot of the chain by the residual curvature will be less accentuated, which all the more improves the behavior in time of the bottom-surface connection.
  • said lower portion of lightened pipe extends over a length of 200 to 600m.
  • said lower pipe portion is lightened with a lower apparent linear weight in water of at least 25%, preferably 25 to 80% lower than that portion of the remainder of the pipe adjacent thereto.
  • a multi-catenary pipe according to the invention therefore comprises a pipe upper portion which extends from said floating support, said upper pipe portion being weighted so as to have an apparent linear weight greater than that of said portion of the remainder. of the pipe that is adjacent to it. the mass
  • the weighting of said upper portion of the pipe has the effect of increasing the apparent weight in the water of the pipe at this level and therefore increasing the tension in said pipe and thus reducing the inclination of the axis the pipe with respect to the vertical at the junction with the floating support; in addition, increasing the mass of said pipe increases the stability of said upper portion of pipe, which then becomes less sensitive to the effects of current and wave.
  • said upper weighted pipe portion extends over a water wafer corresponding to at least the zone of influence of the swell, that is to say preferably from 150 to 200m. In this zone, large currents are generally observed, the latter generally being substantially uniform in water slices corresponding to thermoclines. This increases the mass and the weight of the pipe in the upper water slice which constitutes the most disturbed zone of the bottom-surface connection.
  • said upper weighted pipe portion has an apparent linear weight at least 50% greater than that of the pipe portion adjacent to said upper portion, preferably said apparent linear weight is greater than 100 to 300 % to that of said portion of the remainder of the pipe adjacent thereto.
  • said multi-catenary pipe according to the invention provides the connection with a bottom located at a depth of at least 1000 m and said upper portion of weighted pipe preferably extends over a length of 150 to 250 m from the surface .
  • said lower portion of pipe is lightened by an increase in its buoyancy using buoyancy elements, preferably floats surrounding said pipe.
  • the multi-catenary pipe according to the invention consists of a "pipe in pipe” type pipe comprising two coaxial inner and outer pipes and having buoyancy elements associated with said pipe, preferably insulating, preferably further constituted by syntactic foam around said outer pipe.
  • said multi-catenary pipe comprises a said upper portion of weighted pipe extending from said floating support, said upper portion of pipe being increased by the fact that the tubular pipe wall thickness of steel is greater than that of the remainder of the pipe, including complementary hoops or localized masses that can be made integral, at regular intervals or not of said weighted pipe.
  • the present invention makes it possible to produce more resistant pipes which has a tubular wall thickness greater than the wall thickness of said portion of the remainder of the pipe adjacent thereto, but said lower pipe portion is lightened by floating elements.
  • a multi-catenary pipe comprises at least one transition pipe portion which provides the connection between the upper end of said lower pipe portion and the remainder of the pipe, said portion of transition pipe having an intermediate apparent linear weight and preferably whose value varies progressively stepwise or regularly between the value of the apparent linear weight of said lower portion of pipe and the value of the apparent linear weight of the pipe portion which leads to is adjacent to its other end.
  • the progressive variation of the apparent linear weight of said transition pipe portions can be obtained by a gradual change in the thickness of their steel tubular wall or by a gradual change in their buoyancy by varying the amount of syntactic foam.
  • one or more unit driving elements can be used whose apparent weight, especially the thickness, is uniform for each unit element but with intermediate values between those of the adjacent unit elements.
  • transition pipe portions can therefore extend over lengths of 12, 24 or 48 m, they make it possible to avoid sudden breaks in inertia which are detrimental to good behavior over time with respect to the fatigue of the pipe. bottom-surface bonding.
  • said multi-catenary pipe according to the invention constitutes a drilling riser ensuring the connection between a derrick placed on said floating support and a wellhead at the bottom of the sea or, preferably, the end an underwater pipe resting at the bottom of the sea, itself connected at its other end to a said wellhead.
  • FIG. 1 shows a side view of a bottom-surface connection 1 a , according to the prior art, suspended at 3 at a floating support 2 of the FPSO type, and resting on the bottom of the sea 4 at the point contact 5.
  • the curvature varies along the chain from the surface, or its radius has a maximum value R max , up to the point of contact, or its radius has a minimum value R min .
  • the surface support 2 moves, for example from left to right as shown in the figure, which has the effect of lifting or resting the chain-shaped pipe, at the bottom of the sea.
  • the floating support deviates from the normal position 2a, which for tensioning the chain 1 c effect by lifting and moving the contact point 5 to the right ; the radius of curvature R min at the foot of the chain increases, as well as the horizontal tension H a at the point of contact, as well as the tension in the driving at said floating support.
  • the pipe has a radius of curvature which is maximum at the top of the chain, ie at the point of suspension 3 on the FPSO, and which decreases to the point of contact 5 with the ground 4.
  • the radius of curvature is minimal in the suspended portion, but in the adjacent portion resting on the seabed, said pipe being theoretically in a straight line, its radius of curvature is theoretically infinite. In fact, this radius is not infinite but extremely high, because it remains a residual curvature.
  • FIG. 4 is a side view of a multi-curvature chain according to the invention constituted, in its upper part, of a weighted pipe portion 8 with respect to the running portion 7 located just below and in continuity, and in its lower part, a lightened pipe portion 6 relative to said current portion 7.
  • This arrangement according to the invention it follows that the radius of curvature R 0 at the bottom increases significantly, which significantly reduces the phenomena of fatigue explained previously.
  • the upper portion 8 being heavy will have a higher tension, which will increase all the stability of the upper part of said chain, which will become less sensitive to the effects of the current and the swell, the latter having significant effects to depths of 100 to 150m from the surface.
  • the excitation at the head being reduced, their repercussion at the foot of the chain is less important, which reduces by the same movements, therefore the fatigue in this critical lower portion 6 of the bottom-surface connection.
  • an upper portion 8 with a length of 150 to 250 m weighed 100 to 300% with respect to the median running portion 7 situated just below, the length of the portion is used.
  • median current 7 being for example between 75 and 120% of the water height
  • the lower portion of pipe 6 being lightened by 25 to 80% relative to the middle running portion 7, and representing a length of 200 to 600m, extending to the bottom of the sea 4 beyond the point of contact 5 over several tens, or even several hundred meters.
  • the lower portion 6 of the raised chain is always of the lightened type and not of the type corresponding to the underwater pipe resting on the bottom of the sea and connecting the wellheads.
  • FIG 3 there is shown a side view of a floating support 3 UPDF type comprising a bottom-surface 1 binding in a catenary configuration called drilling riser connecting the base of the derrick 2 1 between drilling to a device 5 1 located on the seabed, said device ensuring the guidance of the pipe in the penetration zone of the seabed.
  • Said drilling riser 1 has the function of guiding the rod train actuated and manipulated from said drilling rig 2 1 , the return of drilling mud being effected in the space existing between said drill string and said riser of drilling.
  • the shank being strongly curved in the lower part of the chain has a tendency to rub on the walls of the drill riser, thus significantly increasing the wear and risk of damaging said riser.
  • the multi-catenary pipe according to the invention thus makes it possible not only to reduce the fatigue problems of the riser foot zone by increasing the radius of curvature in the foot, but also to reduce the internal wear of said drill riser under the belt. effect of the friction of the rotating rod train with the wall of said riser.
  • the fatigue of the drill string itself, by reducing the curvature in the chainstay foot zone of the drill riser will thus be considerably reduced; in the same way, the power required for drilling itself will be radically reduced.
  • the device according to the invention thus makes it possible to improve the fatigue strength of the drill riser in the region of the chain foot, to reduce the phenomena of wear by the drill string rotating inside said riser and significantly improve the alignment, at the level of the FDPU, between said drilling riser and said derrick.
  • the weighting and the length of the upper portion 8 are advantageously increased by in such a way as to reduce as much as possible the angle ⁇ that the vertical and the axis of the pipe makes at the level of the floating support 2, and therefore in such a way as to reduce the misalignment of the axis of the pipe with respect to the axis of the derrick 2 1 , which facilitates the introduction of drill pipes and drilling operations in general.
  • the steel thickness of the lower portion 6 of the riser is advantageously increased to reduce the risk of frictional wear on the drill string, since this additional weight is compensated for by an increase in the weight of the drill string.
  • floating elements for example shells syntactic foam, to obtain a mean weight in water as described above.
  • the bottom-surface connection and advantageously incorporates portions of transition line at 9 1 , 9 2 , for example over a length of 12, 24 or 48m in length, consisting of a progressive or stepwise increase in the thickness of the pipe from the lower part to the upper part, and / or a progressive integration of buoyancy elements so that the lower part called “transition pipe” is lighter than the upper part of said transition pipe.
  • FIG. 6 shows the transition zone 9 1 between the upper portion consisting of a pipe 8 weighed down by increasing the thickness of its wall 11 1 , as well as by the addition of circles 12 spaced regularly or not regularly , and the pipe portion 7 of lower thickness 11 3 .
  • Said transition zone 9 1 is provided by a pipe length of 24 m, of thickness 11 2 between the values 11 1 and 11 3 , preferably equal to the average of the two said values.
  • FIG. 7 shows the lightened pipe portion 6 equipped on the left side with a long continuous buoyancy element 10 1 consisting of syntactic foam shells and on the right side with individual buoyancy 10 2 regularly spaced and giving the same average buoyancy per meter of pipe that said continuous element 10 1 .

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Description

  • La présente invention concerne une installation de liaison fond-surface comprenant au moins une conduite sous-marine assurant la liaison entre un support flottant et le fond de la mer notamment à grande profondeur. Ces conduites sous-marines sont appelées "colonnes montantes" ou "risers" comme explicité ci-après. Ces risers sont constitués d'éléments tubulaires unitaires soudés ou vissés entre eux bout à bout réalisés en matériaux rigides tels que de l'acier ou en matériau composite.
  • Plus particulièrement, la présente invention a pour objet une conduite sous-marine du type riser assurant la liaison entre un support flottant et le fond de la mer, ledit riser étant constitué par une conduite rigide de type caténaire s'étendant depuis ledit support flottant jusqu'à un point de contact au fond de la mer.
  • Le secteur technique de l'invention est le domaine de la fabrication et de l'installation de liaisons fond-surface 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 et immédiate de l'invention étant dans le domaine de la production pétrolière, ainsi que dans la ré-injection d'eau et la production ou ré-injection de gaz.
  • Un support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courants, des vents et de la houle. Il comporte aussi en général des moyens de forage, 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, ou encore "FDPU" ou "Floating Drilling & Production Unit" (signifiant "moyen flottant de forage et de production"), lorsque le support flottant est aussi utilisé pour effectuer les opérations de forage avec puits dévié dans la hauteur de la tranche d'eau.
  • Un riser caténaire selon l'invention peut être soit un "riser de production" de pétrole brut ou de gaz, soit un riser d'injection d'eau, assurant la liaison avec une conduite sous-marine reposant au fond de la mer, soit encore un "riser de forage" assurant la liaison entre le support flottant et une tête de puits localisée au fond de la mer.
  • Dans les FPSO où l'on installe en général une multiplicité de lignes, on est amené à mettre en oeuvre soit des liaisons fond-surface de type tour-hybride, soit des liaisons de type "chaînette".
  • Lorsque la conduite de liaison fond-surface assure directement la liaison entre un support flottant et un point de contact au fond de la mer qui se trouve décalé par rapport à l'axe dudit support, ladite conduite prend de par son propre poids une configuration dite de "chaînette", formant une courbe dont le rayon de courbure diminue depuis la surface jusqu'au point de contact au fond de la mer, et l'axe de ladite conduite forme un angle α avec la verticale dont la valeur varie en général de 10 à 20 degrés au niveau du support flottant jusqu'à, théoriquement, 90 degrés au niveau du fond de la mer correspondant à une position théorique sensiblement tangentielle à l'horizontale comme il sera explicité ci-après.
  • Les liaisons de type chaînette sont en général réalisées à l'aide de conduites flexibles, mais leur coût est extrêmement élevé en raison de structure complexe de la conduite (voir par exemple WO 97 06 341 A).
  • Ainsi on a été amené à développer des colonnes montantes sensiblement verticales, de manière à rapprocher de la surface la liaison souple en configuration de chaînette vers le support flottant, ce qui permet de minimiser la longueur de ladite conduite flexible, ainsi que les efforts qui lui sont appliqués, minimisant ainsi considérablement son coût.
  • De plus, dans le cas de la production de pétrole, ledit pétrole brut cheminant sur de très grandes distances, plusieurs kilomètres, on cherche à leur fournir un niveau d'isolation extrême pour, d'une part minimiser l'augmentation de viscosité qui conduirait à une réduction de la production horaire des puits, et d'autre part d'éviter le blocage du flot par dépôt de paraffine, ou formation d'hydrates dès lors que la température descend aux alentours de 30-40°C. Ces derniers phénomènes sont d'autant plus critiques, particulièrement en Afrique de l'Ouest, que la température du fond de la mer est de l'ordre de 4°C et que les pétroles bruts sont de type paraffiniques.
  • Dès lors que la profondeur d'eau atteint et dépasse 800-1000m, il devient possible de réaliser ladite liaison fond-surface à l'aide d'une conduite rigide à paroi épaisse, car la longueur de la conduite étant considérable, sa souplesse permet d'obtenir une configuration de chaînette satisfaisante en restant dans des limites de contraintes acceptables.
  • Ces risers rigides en matériaux résistants 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" ou "riser caténaire" dans la présente description qu'il soit en acier ou en autre matériau tel qu'un matériau composite.
  • Ces "SCR" ou "risers caténaires" sont beaucoup plus simples à réaliser que les conduites flexibles et donc moins onéreux.
  • La courbe géométrique formée par une conduite de poids uniforme en suspension soumise à la gravité, appelée "chaînette" est une fonction mathématique de type cosinus hyperbolique (Coshx = (ex + e-x)/2, reliant l'abscisse et l'ordonnée d'un point quelconque de la courbe selon les formules suivantes : y = R 0 ( cosh ( x / R 0 ) − 1 )
    Figure imgb0001
     R = R o . ( Y / R o + 1 ) 2
    Figure imgb0002
    dans lesquelles :
    • x représente la distance dans la direction horizontale entre ledit point de contact et un point M de la courbe,
    • y représente l'altitude du point M (x et y sont donc les abscisses et ordonnées d'un point M de la courbe par rapport à un repère orthonormé dont l'origine est audit point de contact)
    • R0 représente le rayon de courbure au dit point de contact, c'est à dire au point de tangence horizontale.
    • R représente le rayon de courbure au point M (x, y)
  • Ainsi, la courbure varie le long de la chaînette depuis la surface, ou son rayon a une valeur maximale Rmax, jusqu'au point de contact, ou son rayon a une valeur minimale Rmin (ou R0 dans la formule ci-dessus). Sous l'effet des vagues, du vent et du courant, le support de surface se déplace latéralement et verticalement, ce qui a pour effet de soulever ou de reposer la conduite en forme de chaînette, au niveau du fond de la mer.
  • Ainsi, la conduite présente un rayon de courbure qui est maximal au sommet de la chaînette, en général, d'au moins 1500, notamment de 1500 à 5000m, c'est à dire au point de suspension sur le FPSO, et qui décroît jusqu'au point de contact avec le sol. A cet endroit, le rayon de courbure est minimal dans la portion en suspension. Mais, dans la partie adjacente reposant sur le fond de la mer, ladite conduite étant théoriquement en ligne droite, son rayon de courbure est théoriquement infini. En fait ledit rayon n'est pas infini mais extrêmement élevé, car il subsiste une courbure résiduelle.
  • Ainsi, au gré des mouvements du support flottant en surface, le point de contact se déplace d'avant en arrière et, dans la zone soulevée ou reposée sur le fond, le rayon de courbure passe successivement d'une valeur minimale Rmin à une valeur extrêmement élevée, voire infinie dans le cas d'une configuration théorique où la conduite sous-marine repose sur le fond de la mer sensiblement en ligne droite.
  • Ces flexions alternatives créent des phénomènes de fatigue concentrés dans toute la zone de pied de chaînette et la durée de vie de telles conduites est fortement réduite et en général incompatible avec les durées de vie recherchées pour les liaisons fond-surface, c'est à dire 20-25 ans, voire plus.
  • De plus, on observe que durant ces mouvements alternatifs du point de contact, la raideur de la conduite, associée à la courbure résiduelle mentionnée précédemment, va dans le temps creuser un sillon sur toute la longueur soulevée puis reposée et créer une zone de transition dans laquelle existera un point d'inflexion où le rayon de courbure, minimal en pied de chaînette, changera alors de sens dans ladite zone de transition, et croîtra pour atteindre enfin une valeur infinie dans la portion de conduite sous-marine reposant en ligne droite sur le fond de la mer.
  • Ces mouvements répétés sur de longues périodes créeront un sillon d'autant plus important dans les sols peu consolidés que l'on rencontre couramment en 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 reposant au fond de la mer, soit au niveau des SCR assurant la liaison entre ces conduites sous-marines reposant au fond de la mer et la surface.
  • La portion la plus critique de la chaînette se situe donc dans la portion proche du point de contact et, la plus grande partie des efforts dans cette partie basse de la chaînette sont en fait engendrés par les mouvements propres du support flottant et par les excitations qui surviennent dans la partie haute de la chaînette soumise au courant et à la houle, l'ensemble de ces excitations se propageant alors mécaniquement tout le long de la conduite jusqu'au pied de chaînette.
  • Les courants situés au niveau du fond marin, ainsi que l'influence de la houle à cette profondeur, sont connus pour être faibles et ne créent pas d'efforts hydrodynamiques significatifs sur la partie basse de la chaînette.
  • Le support flottant en surface possède une flottabilité considérable et reste peu sensible aux charges verticales engendrées par les chaînettes en suspension sur son bordé, par contre, la tension horizontale H créée par chacune des chaînettes doit être contrebalancée, soit par une répartition équilibrée sur bâbord et tribord de l'ensemble des chaînettes, soit par un renforcement de l'ancrage du support flottant, du côté opposé aux chaînettes.
  • On connaît le brevet EP 0 952 301 qui décrit un FDPU associé à une liaison fond-surface en chaînette, à travers laquelle passe le train de tige de forage, ladite liaison fond-surface servant non seulement de guide, mais aussi de chemin de retour pour les boues de forage chargées des débris dudit forage. Dans la partie basse de ladite liaison fond-surface, la courbure est la plus accentuée, le train de tige en rotation frotte sur la paroi de la liaison fond-surface risquant d'endommager, voire de détruire cette dernière.
  • Ainsi le problème posé est de fournir une conduite sous-marine de liaison fond-surface capable de résister à la fatigue cumulée au niveau du point de contact avec le fond de la mer, créée par les mouvements du support de surface, ainsi que par les effets de la houle et du courant, principalement dans la zone proche de la surface où les effets de ladite houle et dudit courant sont en général les plus importants.
  • Ce problème est encore accentué dès lors que la structure de conduite intègre un système d'isolation à hautes performances, ce dernier rendant alors la conduite encore plus sensible aux problèmes de fatigue en raison de la complexité de sa structure interne.
  • Ainsi, un autre problème posé est de fournir une conduite de liaison fond-surface dont la tension horizontale au niveau dudit point de contact avec la mer et au niveau dudit support flottant est la plus faible possible, minimisant ainsi le déséquilibre créé au niveau de l'ancrage du support flottant et des phénomènes de création de sillons au niveau dudit point de contact.
  • Un autre problème posé est de fournir une conduite de liaison fond-surface du type riser de forage présentant des caractéristiques mécaniques améliorées pour notamment diminuer les risques d'endommagement du riser causé par les trains de tiges en rotation introduits dans le riser et frottant sur la paroi interne dudit riser.
  • Une solution aux problèmes posés est une conduite sous-marine du type riser assurant la liaison entre un support flottant et le fond de la mer, ledit riser étant constitué par une conduite rigide de type caténaire s'étendant depuis ledit support flottant jusqu'à un point de contact au fond de la mer, caractérisée en ce que ledit riser caténaire comprend une portion inférieure de conduite se terminant audit point de contact, portion inférieure de conduite dont le poids linéaire apparent dans l'eau est inférieur à celui du reste de ladite conduite constituant ledit riser caténaire.
  • La conduite caténaire selon l'invention comprend donc au moins deux portions de conduite correspondant à deux courbes en chaînette différentes, elle est donc appelée conduite multi-caténaire.
  • Plus particulièrement, ladite portion inférieure de conduite allégée s'étend sur une longueur d'au moins 100m depuis ledit point de contact.
  • L'allègement de ladite portion inférieure de conduite par rapport au reste de la conduite a pour effet d'augmenter de manière significative le rayon de courbure R0 en partie basse au niveau du point de contact avec le fond de la mer, par rapport à ce qu'il serait avec une conduite présentant les caractéristiques de ladite partie courante dans la portion inférieure de conduite. Cette augmentation du rayon de courbure minimal au niveau du point de contact a pour effet de réduire considérablement les phénomènes de fatigue ainsi que les phénomènes de creusement de sillons. En effet, lors des mouvements d'avant en arrière de la chaînette, la portion de conduite est alternativement fléchie pour atteindre le rayon de courbure minimal, puis remis sensiblement en ligne droite, ce qui, du fait que le rayon minimal est plus important, engendre des contraintes alternées beaucoup plus faible dans le dispositif selon l'invention par rapport à l'art antérieur, réduisant ainsi la fatigue tout au long de la durée de vie qui excède en général 25 années. De plus, le sillon créé en pied de chaînette par la courbure résiduelle sera moins accentué, ce qui améliore d'autant la tenue dans le temps de la liaison fond-surface.
  • De préférence, pour des profondeurs supérieures à 1000m, la dite portion inférieure de conduite allégée s'étend sur une longueur de 200 à 600m.
  • Plus particulièrement, ladite portion de conduite inférieure est allégée avec un poids linéaire apparent inférieur dans l'eau d'au moins 25%, de préférence inférieur de 25 à 80% par rapport à la partie du reste de la conduite qui lui est adjacente.
  • On peut également créer une dite portion inférieure de conduite selon l'invention présentant un poids linéaire apparent inférieur au reste de la conduite en alourdissant une portion supérieure de la conduite s'étendant depuis ledit support flottant.
  • Avantageusement, une conduite multi-caténaire selon l'invention comprend donc une portion supérieure de conduite qui s'étend depuis ledit support flottant, ladite portion supérieure de conduite étant alourdie de manière à présenter un poids linéaire apparent supérieur à celui de ladite partie du reste de la conduite qui lui est adjacente. la masse
  • L'alourdissement de ladite portion supérieure de conduite a pour effet d'augmenter le poids apparent dans l'eau de la conduite à ce niveau et donc, d'augmenter la tension dans ladite conduite et ainsi de diminuer l'inclinaison de l'axe de la conduite par rapport à la verticale au niveau de la jonction au support flottant ; de plus, l'augmentation de la masse de ladite conduite augmente la stabilité de ladite portion supérieure de conduite, qui devient alors moins sensibles aux effets du courant et de la houle.
  • L'excitation en tête de la conduite étant réduite, sa répercussion en pied, au niveau du point de contact est moins importante, ce qui réduit d'autant les mouvements et donc la fatigue de la portion inférieure de conduite qui est la portion critique de la liaison fond-surface comme mentionné précédemment.
  • De préférence, ladite portion supérieure de conduite alourdie s'étend sur une tranche d'eau correspondant à au moins la zone d'influence de la houle, c'est à dire de préférence 150 à 200m. Dans cette zone, on observe en général des courants importants, ces derniers étant en général sensiblement uniformes dans des tranches d'eau correspondant à des thermoclines. On augmente ainsi la masse et le poids de la conduite dans la tranche d'eau supérieure qui constitue la zone la plus perturbée de la liaison fond-surface.
  • Dans un mode de réalisation, ladite portion supérieure de conduite alourdie présente un poids linéaire apparent supérieur d'au moins 50% à celui de la partie courante de conduite adjacente à ladite portion supérieure, de préférence ledit poids linéaire apparent est supérieur de 100 à 300% à celui de ladite partie du reste de la conduite qui lui est adjacente.
  • Lorsque ladite conduite multi-caténaire selon l'invention assure la liaison avec un fond situé à une profondeur d'au moins 1000m et ladite portion supérieure de conduite alourdie s'étend, de préférence, sur une longueur de 150 à 250 m depuis la surface.
  • Dans un mode préféré de réalisation, on combine portion supérieure de conduite alourdie et portion inférieure de conduite allégée :
    • a) une dite portion supérieure de conduite alourdie qui s'étend depuis ledit support flottant jusqu'à l'extrémité haute d'une partie médiane de la conduite et dont le poids linéaire apparent est supérieur à celui de ladite portion de conduite médiane, et
    • b) une dite portion inférieure de conduite allégée qui s'étend depuis l'extrémité basse de ladite portion médiane de conduite jusqu'audit point de contact au fond de la mer et dont le poids linéaire apparent est inférieur à celui de ladite portion médiane de conduite.
  • Plus particulièrement, lorsque ladite conduite multi-caténaire selon l'invention assure la liaison entre un support flottant en surface et le point de contact au fond de la mer situé à une profondeur d'au moins 1000 m, elle présente :
    • a) une dite portion supérieure de conduite alourdie s'étendant sur une longueur de 150 à 250 m depuis ledit support flottant, correspondant à un alourdissement de 100 à 300% par rapport à une dite portion médiane de conduite adjacente, et
    • b) une dite portion médiane de conduite dont la longueur est comprise entre 75 et 120% de la hauteur d'eau entre la surface et ledit point de contact, et
    • c) une dite portion inférieure de conduite allégée de poids linéaire apparent inférieur de 25 à 80% par rapport à celui de ladite portion médiane de conduite correspondant à la partie courante de ladite conduite, et s'étendant sur une longueur de 200 à 600m depuis ledit point de contact.
  • Selon une variante avantageuse de réalisation, ladite portion inférieure de conduite est allégée par une augmentation de sa flottabilité à l'aide d'éléments de flottabilité, de préférence des flotteurs entourant ladite conduite.
  • Plus particulièrement, la conduite multi-caténaire selon l'invention est constituée par une conduite de type "pipe in pipe" comprenant deux conduites interne et externe coaxiales et présentant des éléments de flottabilité associés à ladite conduite, de préférence isolants, de préférence encore constitués par de la mousse syntactique autour de ladite conduite externe.
  • Selon une autre variante avantageuse de réalisation, ladite conduite multi-caténaire comprend une dite portion supérieure de conduite alourdie s'étendant depuis ledit support flottant, ladite portion supérieure de conduite étant alourdie du fait que l'épaisseur de paroi tubulaire de conduite en acier est supérieure à celui du reste de la conduite, avec notamment des cerces complémentaires ou des masses localisées pouvant être rendus solidaires, à intervalles réguliers ou non de ladite conduite alourdie.
  • La présente invention permet de réaliser des conduites plus résistantes qui présente une épaisseur de paroi tubulaire supérieure à l'épaisseur de paroi de ladite partie du reste de la conduite qui lui est adjacente, mais dont ladite portion inférieure de conduite est allégée par des éléments flottants.
  • Dans un mode préféré de réalisation, une conduite multi-caténaire selon l'invention comprend au moins une portion de conduite de transition qui assure le raccordement entre l'extrémité haute de ladite portion inférieure de conduite et le reste de la conduite, ladite portion de conduite de transition présentant un poids linéaire apparent intermédiaire et, de préférence dont la valeur varie progressivement par palier ou régulièrement entre la valeur du poids linéaire apparent de ladite portion inférieure de conduite et la valeur du poids linéaire apparent de la partie courante de conduite qui lui est adjacent à son autre extrémité.
  • Une conduite selon l'invention peut donc comprendre les portions de conduite successives suivantes :
    • a) une portion supérieure de conduite alourdie,
    • b) une première portion de conduite de transition,
    • c) une portion de conduite médiane,
    • d) une deuxième portion de conduite de transition, et
    • e) une portion inférieure de conduite allégée.
  • La variation progressive du poids linéaire apparent desdites portions de conduite de transition peut être obtenue par une variation progressive de l'épaisseur de leur paroi tubulaire en acier ou par une variation progressive de leur flottabilité en faisant varier la quantité de mousse syntactique.
  • Ainsi, pour réaliser ces dites portions de conduite de transition à variation progressive par palier du poids linéaire apparent, on peut utiliser un ou plusieurs éléments de conduite unitaires dont le poids apparent, notamment l'épaisseur, est uniforme pour chaque élément unitaire mais avec des valeurs intermédiaires entre celles des éléments unitaires adjacents.
  • Ces portions de conduite de transition peuvent donc s'étendre sur des longueurs de 12, 24 ou 48 m, elles permettent d'éviter des ruptures brusques d'inertie préjudiciables à un bon comportement dans le temps vis à vis de la fatigue de la conduite de liaison fond-surface.
  • Dans un mode de réalisation avantageux, ladite conduite multi-caténaire selon l'invention constitue un riser de forage assurant la liaison entre un derrick placé sur ledit support flottant et une tête de puits au fond de la mer ou, de préférence, l'extrémité d'une conduite sous-marine reposant au fond de la mer, elle-même connectée à son autre extrémité à une dite tête de puits.
  • D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à la lumière détaillée des modes de réalisation qui vont suivre, en référence aux figures 1 à 3.
    • La figure 1 est une vue de côté d'une conduite en configuration de chaînette simple 1a, suspendue à un support flottant 2 de type FPSO, et dont l'extrémité inférieure repose sur le fond de la mer, représentée dans trois positions différentes 1a, 1b, 1c.
    • La figure 2 est une coupe en vue de côté détaillant la tranchée creusée par le pied de chaînette lors des mouvements de soulèvement et de repos de la conduite sur le fond marin.
    • La figure 3 est une vue de côté d'une conduite en configuration de chaînette simple 1a, suspendue à un support flottant de forage et d'exploitation de type FDPU, et dont l'extrémité inférieure repose sur le fond de la mer avant de pénétrer dans le sol pour atteindre les nappes pétrolifères.
    • Les figures 4 et 5 sont des vues de côté d'un support flottant FPSO auquel est suspendue une conduite multi-caténaire selon l'invention 1 présentant trois courbes en chaînette (8, 7, 6).
    • La figure 6 représente une vue de côté, en coupe éclatée, de la zone de transition entre la portion supérieure de conduite 8 et la portion intermédiaire 7.
    • La figure 7 représente, en vue de côté, l'allègement de la partie inférieure au moyen de flotteurs continus ou répartis autour de la conduite.
  • Dans la figure 1 on a représenté en vue de côté une liaison fond-surface 1a, selon l'art antérieur, suspendue en 3 à un support flottant 2 de type FPSO, et reposant sur le fond de la mer 4 au niveau du point de contact 5.
  • La courbure varie le long de la chaînette depuis la surface, ou son rayon a une valeur maximale Rmax, jusqu'au point de contact, ou son rayon a une valeur minimale Rmin. Sous l'effet des vagues, du vent et du courant, le support de surface 2 se déplace, par exemple de gauche à droite comme représenté sur la figure, ce qui a pour effet de soulever ou de reposer la conduite en forme de chaînette, au niveau du fond de la mer. Dans la position 2c le support flottant s'écarte de la position normale 2a, ce qui a pour effet de tendre la chaînette 1c en la soulevant, et de déplacer le point de contact 5 vers la droite ; le rayon de courbure Rmin en pied de chaînette augmente, de même que la tension horizontale Ha au niveau dudit point de contact, ainsi que la tension dans la conduite au niveau dudit support flottant. De la même manière, dans la position 2b, le déplacement vers la droite du support flottant a pour effet de détendre la chaînette 1b et de reposer une partie de la conduite sur le fond de la mer. Le rayon Rmin au niveau du point de contact 5 décroît, de même que la tension horizontale Hb dans la conduite au même point, ainsi que la tension dans la conduite au niveau dudit support flottant. Cette réduction du rayon de courbure en 5b crée des contraintes internes considérables au sein de la structure de la conduite ce qui engendre des phénomènes de fatigue cumulés pouvant conduire à la ruine de la liaison fond-surface.
  • Ainsi, la conduite présente un rayon de courbure qui est maximal au sommet de la chaînette, c'est à dire au point de suspension 3 sur le FPSO, et qui décroît jusqu'au point de contact 5 avec le sol 4. A cet endroit, le rayon de courbure est minimal dans la portion en suspension, mais dans la partie adjacente reposant sur le fond de la mer, ladite conduite étant théoriquement en ligne droite, son rayon de courbure est théoriquement infini. En fait ledit rayon n'est pas infini mais extrêmement élevé, car il reste une courbure résiduelle.
  • Ainsi, comme expliqué précédemment, au gré des mouvements du support flottant en surface 2, le point de contact 5 se déplace de droite à gauche et, dans la zone soulevée ou reposée sur le fond, le rayon de courbure passe successivement d'une valeur minimale Rmin à une valeur extrêmement élevée, voire infinie dans le cas d'une configuration sensiblement en ligne droite.
  • Ces flexions alternatives créent des phénomènes de fatigue concentrés en dans toute la zone de pied de chaînette et la durée de vie de telles conduites est fortement réduite et en général incompatible avec les durées de vie recherchées pour les liaisons fond-surface, c'est à dire 20-25 ans, voire plus.
  • De plus, comme illustré dans la figure 2, on observe que durant ces mouvements alternatifs du point de contact, la raideur de la conduite, associée à la courbure résiduelle mentionnée précédemment, va dans le temps creuser un sillon 12 sur toute la longueur soulevée puis reposée, et créer ainsi une zone de transition dans laquelle existera un point d'inflexion 11, où la courbure change de sens dans les zones de transition 11a-11b, pour atteindre enfin une valeur infinie dans la portion de conduite sous-marine reposant en ligne droite sur le fond de la mer, ladite portion n'étant soulevée que de manière exceptionnelle, par exemple lors du cumul maximal dans la même direction, vers la gauche, de tous les éléments perturbateurs (houle-vent-courant) agissant sur le support flottant et sur la chaînette, ou encore lors de l'apparition de phénomènes de résonance au niveau de la chaînette elle-même.
  • La figure 4 représente en vue de côté une chaînette à courbure multiple selon l'invention constituée, dans sa partie supérieure, d'une portion de conduite alourdie 8 par rapport à la partie courante 7 située juste en dessous et en continuité, et dans sa partie inférieure, d'une portion de conduite allégée 6 par rapport à ladite partie courante 7. De cette disposition selon l'invention, il en résulte que le rayon de courbure R0 en partie basse augmente de manière significative, ce qui réduit considérablement les phénomènes de fatigue explicités précédemment.
  • De plus, la portion supérieure 8 étant alourdie présentera une tension supérieure, ce qui augmentera d'autant la stabilité de la partie supérieure de ladite chaînette, qui deviendra alors moins sensible aux effets du courant et de la houle, cette dernière ayant des effets significatifs jusqu'à des profondeurs de 100 à 150m de la surface. L'excitation en tête étant réduite, leur répercussion en pied 5 de chaînette est moins importante, ce qui réduit d'autant les mouvements, donc la fatigue dans cette portion inférieure critique 6 de la liaison fond-surface.
  • A titre d'illustration, une chaînette simple 1a (figures 1 et 5) installée par 1200m de profondeur d'eau, est constituée d'une conduite de type "pipe in pipe" de diamètre extérieur 323.85mm, de poids linéaire apparent dans l'eau ω = 177.42 kg/m et présentant un rayon de courbure R0 (=Rmin) au niveau du point de contact 5 de R0 = 500m, correspondant à un comportement acceptable dans le temps de la conduite vis à vis de la fatigue. La tension horizontale H au niveau du point de contact est H=89 tonnes et l'angle en tête est α = 17.1 degrés vis à vis de la verticale.
  • Le support flottant 2 en surface est donc lui aussi soumis à un même effort de tension horizontale à l'autre extrémité de la conduite, soit H=89 tonnes et son ancrage du côté opposé à la liaison fond-surface doit être renforcé d'autant.
  • Une conduite multi-caténaire 1 selon l'invention, c'est à dire, constituée ici de trois courbes en chaînettes différentes (figures 4 et 5) est constituée :
    • d'une portion médiane 7 de la conduite précédemment décrite, sur une longueur de 1000m,
    • d'une portion supérieure 8 alourdie de 200m de longueur suspendue au support flottant 2, alourdie par augmentation de l'épaisseur d'acier pour atteindre un poids linéaire apparent dans l'eau ω = 440.45 kg/m, et,
    • d'une portion inférieure 6 de conduite allégée par ajout d'éléments flottants de type mousse syntactique pour atteindre le poids linéaire apparent dans l'eau ω = 68.13 kg/m.
    La portion inférieure 6 présente un rayon de courbure au niveau du point de contact R0 = 733.9m, ce qui conduit à une tension horizontale de 50 tonnes.
  • Le tableau ci-dessous compare les principaux résultats relatifs à la conduite en chaînette simple et à la conduite multi-caténaire selon l'invention.
    Profondeur d'eau : 1200m Conduite simple Conduite multi-caténaire
    R0 au point de contact : 500 m 733.9 m
    Tension horizontale H : 89 tonnes 50 tonnes
    angle en tête α : 17.1 deg 9.6 deg
    tension en tête T : 301.6 tonnes 300.5 tonnes
    distance du support flotteur au point de contact 5 : 947 m 903.8 m
  • En règle générale, et à titre illustratif mais non limitatif, on utilise une portion supérieure 8 d'une longueur de 150 à 250m alourdie de 100 à 300% par rapport à la portion courante médiane 7 située juste en dessous, la longueur de la portion courante médiane 7 étant par exemple comprise entre 75 et 120% de la hauteur d'eau, la portion inférieure de conduite 6 étant allégée de 25 à 80% par rapport à la partie courante médiane 7, et représentant une longueur de 200 à 600m, se prolongeant sur le fond de la mer 4 au delà du point de contact 5 sur plusieurs dizaines, voire plusieurs centaines de mètres. Ainsi, lors des déplacements d'avant en arrière du support flottant 2, la portion inférieure 6 de la chaînette soulevée est toujours du type allégé et non pas du type correspondant à la conduite sous-marine reposant sur le fond de la mer et reliant les têtes de puits.
  • Une conduite multi-caténaire 1 selon l'invention présente donc les avantages suivants :
    • le rayon de courbure R0 en pied de chaînette est augmenté d'environ 50%, ce qui fournit à la conduite un comportement en fatigue dans le temps considérablement amélioré,
    • l'effort de tension horizontal au point de contact, et donc l'effort de tension horizontal en tête sur le support flottant sont divisés sensiblement par deux, réduisant ainsi drastiquement le déséquilibre de l'ancrage dudit support flottant 2,
    • le désaxement de l'axe de la conduite vis-à-vis de la verticale se trouve considérablement réduit, l'angle de l'axe de la conduite par rapport à la verticale au niveau du support flottant étant α = 9,6° au lieu de α = 17,1° par rapport à une conduite 1a de la technique antérieure.
  • Dans la figure 3 on a représenté en vue de côté un support flottant 3 de type FDPU comportant une liaison fond-surface 1a en configuration de chaînette appelée riser de forage reliant la base du derrick 21 de forage jusqu'à un dispositif 51 situé sur le fond de la mer, ledit dispositif assurant le guidage de la conduite dans la zone de pénétration du fond marin. Ledit riser de forage 1a a pour fonction de guider le train de tige actionné et manipulé à partir dudit derrick de forage 21, le retour de boue de forage s'effectuant dans l'espace existant entre ledit train de tige et ledit riser de forage. Dans l'art antérieur, le train de tige étant fortement courbé dans la partie basse de la chaînette a tendance à frotter sur les parois du riser de forage, augmentant ainsi de manière importante l'usure et les risques d'endommagement dudit riser. La conduite multi-caténaire selon l'invention permet ainsi, non seulement de réduire les problèmes de fatigue de la zone de pied de riser par augmentation du rayon de courbure en pied, mais aussi de réduire l'usure interne dudit riser de forage sous l'effet de la friction du train de tige en rotation avec la paroi dudit riser. La fatigue du train de tige lui-même, par réduction de la courbure dans la zone de pied de chaînette du riser de forage se trouvera ainsi considérablement réduite; de la même manière, la puissance nécessaire au forage proprement dit sera radicalement réduit.
  • Le dispositif selon l'invention permet ainsi d'améliorer la tenue en fatigue du riser de forage dans la zone du pied de chaînette, de réduire les phénomènes d'usure par le train de tiges de forage en rotation à l'intérieur dudit riser et d'améliorer de manière significative l'alignement, au niveau du FDPU, entre ledit riser de forage et ledit derrick.
  • Dans le cas où la conduite multi-caténaire selon l'invention est un riser de forage qui s'étend depuis un support flottant avec derrick 21 du type FDPU, on augmente avantageusement l'alourdissement et la longueur de la portion supérieure 8, de manière à réduire au maximum l'angle α que fait la verticale et l'axe de la conduite au niveau du support flottant 2, et donc de manière à réduire le désaxement de l'axe de la conduite par rapport à l'axe du derrick 21, ce qui facilite l'introduction des tiges de forage et les opérations de forage en général.
  • De la même manière, on augmente avantageusement l'épaisseur d'acier de la portion inférieure 6 du riser pour réduire les risques d'usure par frottement du train de tiges de forage, dans la mesure où on compense ce poids supplémentaire par une augmentation des éléments flottants, par exemple des coquilles de mousse syntactique, pour obtenir un poids moyen dans l'eau tel que décrit précédemment.
  • Au niveau du raccordement entre deux types de chaînette, on évite de créer un changement brusque d'inertie préjudiciable à un bon comportement dans le temps vis à vis de la fatigue, de la liaison fond-surface et l'on incorpore avantageusement des portions de conduite de transition en 91, 92, par exemple sur une longueur de 12, 24 ou 48m de longueur, consistant en une augmentation progressive ou par palier de l'épaisseur de la conduite depuis la partie basse vers la partie haute, et/ou une intégration progressive d'éléments de flottabilité de sorte que la partie basse dite "conduite de transition" soit plus légère que la partie haute de ladite conduite de transition.
  • Dans la figure 6 on a représenté la zone de transition 91 entre la portion supérieure constituée d'une conduite 8 alourdie par augmentation de l'épaisseur de sa paroi 111, ainsi que par le rajout de cercles 12 espacées de manière régulière ou non, et la portion de conduite 7 d'épaisseur inférieure 113. Ladite zone de transition 91 est assurée par une longueur de conduite de 24m, d'épaisseur 112 comprise entre les valeurs 111 et 113, de préférence égale à la moyenne des deuxdites valeurs.
  • On reste dans l'esprit de l'invention quand on augmente la masse linéaire de la conduite au moyen de charges localisées accrochées à la conduite, réparties, uniformément ou non, le long de portion de conduite supérieure 8, en remplacement ou en combinaison avec l'augmentation d'épaisseur 111 ou les cerces 12 décrites précédemment.
  • Dans la figure 7, on a représenté la portion de conduite allégée 6 équipée, sur la partie gauche d'un élément de flottabilité continu de grande longueur 101, constitué de coquilles de mousse syntactique, et sur la partie droite, d'éléments de flottabilité individuels 102 régulièrement espacés et donnant une même flottabilité moyenne par mètre de conduite que ledit élément continu 101.

Claims (16)

  1. Conduite sous-marine du type riser (1) assurant la liaison entre un support flottant (2) et le fond de la mer (4), ledit riser (1) étant constitué par une conduite rigide de type caténaire s'étendant depuis ledit support flottant (2) jusqu'à un point de contact (5) au fond de la mer (4), caractérisée en ce que ledit riser caténaire comprend une portion inférieure de conduite (6) se terminant audit point de contact (5), portion inférieure de conduite (6) dont le poids linéaire apparent dans l'eau est inférieur à celui du reste (7, 8) de ladite conduite constituant ledit riser caténaire (1).
  2. Conduite selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite portion inférieure de conduite allégée (6) s'étend sur une longueur d'au moins 100m depuis ledit point de contact (5).
  3. Conduite selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce qu'elle assure la liaison avec un fond à une profondeur d'au moins 1000m et ladite portion inférieure de conduite allégée (6) s'étend sur une longueur de 200 à 600m.
  4. Conduite selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que ladite portion de conduite inférieure (6) est allége avec un poids linéaire apparent dans l'eau inférieur d'au moins 25%, de préférence de 25 à 80% par rapport à la partie du reste de la conduite qui lui est adjacente (7).
  5. Conduite selon l'une des revendications 1 à 4 , caractérisée en ce qu'elle comprend une portion supérieure de conduite (8) qui s'étend depuis ledit support flottant (2), ladite portion supérieure de conduite (8) étant alourdie de manière à présenter un poids linéaire apparent supérieur à celui de ladite partie du reste de la conduite qui lui est adjacente (7).
  6. Conduite selon la revendication 5, caractérisée en ce que ladite portion supérieure de conduite alourdie (8) s'étend sur une tranche d'eau correspondant à au moins la zone d'influence de la houle, de préférence de 150 à 200m.
  7. Conduite selon l'une des revendications 5 ou 6, caractérisée en ce que ladite portion supérieure de conduite alourdie (8) présente un poids linéaire apparent supérieur d'au moins 50% à celui de la partie du reste de la conduite adjacente (7) à ladite portion supérieure, de préférence le poids linéaire apparent est supérieur de 100 à 300% à celui de ladite partie du reste de la conduite qui lui est adjacente (7).
  8. Conduite selon l'une des revendications 5 à 7, caractérisée en ce qu'elle assure la liaison avec un fond (4) situé à une profondeur d'au moins 1000m et ladite portion supérieure de conduite alourdie (8) s'étend sur une longueur de 150 à 250 m depuis la surface.
  9. Conduite selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisée en ce qu'elle présente :
    a) une dite portion supérieure de conduite alourdie (8) qui s'étend depuis ledit support flottant jusqu'à l'extrémité haute d'une partie médiane de la conduite (7) et dont le poids linéaire apparent est supérieur à celui de ladite portion de conduite médiane (7), et
    b) une dite portion inférieure de conduite allégée (6) qui s'étend depuis l'extrémité basse de ladite portion médiane de conduite (7) jusqu'audit point de contact (5) au fond de la mer (4) et dont le poids linéaire apparent est inférieur à celui de ladite portion médiane de conduite (7).
  10. Conduite selon la revendication 9, caractérisée en ce qu'elle assure la liaison entre un support flottant (2) en surface et le point de contact (5) au fond de la mer (4) situé à une profondeur d'au moins 1000 m et elle présente :
    a) une dite portion supérieure de conduite alourdie (8) s'étendant sur une longueur de 150 à 250 m depuis ledit support flottant, correspondant à un alourdissement de 100 à 300% par rapport à une dite portion médiane de conduite (7) adjacente, et
    b) une dite portion médiane de conduite (7) dont la longueur est comprise entre 75 et 120% de la hauteur d'eau entre ladite surface et ledit point de contact (5), et
    c) une dite portion inférieure de conduite allégée (6) de poids linéaire apparent inférieur de 25 à 80% par rapport à celui de ladite portion médiane de conduite (7) correspondant à la partie courante de ladite conduite, et s'étendant sur une longueur de 200 à 600m depuis ledit point de contact.
  11. Conduite selon l'une des revendications 1 à 10, caractérisée en ce que ladite portion inférieure de conduite (6) est allégée par une augmentation de sa flottabilité à l'aide d'éléments de flottabilité associés à ladite conduite, de préférence des flotteurs (101, 102) entourant ladite conduite (1), de préférence encore constitués de mousse syntactique.
  12. Conduite selon la revendication 11, caractérisée en ce qu'elle est constituée par une conduite "pipe in pipe" comprenant deux conduites interne et externe coaxiales et présentant des éléments de flottabilité de préférence isolants, de préférence encore constitués par de la mousse syntactique autour de ladite conduite externe.
  13. Conduite selon l'une des revendications 1 à 12, caractérisée en ce qu'elle comprend une dite portion supérieure de conduite alourdie (8) s'étendant depuis ledit support flottant (2), ladite portion supérieure de conduite (8) étant alourdie du fait que l'épaisseur de paroi tubulaire (111, 12) de conduite en acier est supérieure à celle (112) du reste de la conduite (7, 8).
  14. Conduite selon l'une des revendications 1 à 13, caractérisée en ce que ladite portion inférieure de conduite allégée (6) est allégée par des éléments de flottabilité (10) et présente une épaisseur de paroi tubulaire supérieure à l'épaisseur de paroi de ladite partie de conduite qui lui est adjacente (7).
  15. Conduite selon l'une des revendications 1 à 14, caractérisée en ce qu'elle comprend au moins une portion de conduite de transition (91, 92) qui assure le raccordement entre l'extrémité haute de ladite portion inférieure de conduite (6) et le reste de la conduite (7, 8), ladite portion de conduite de transition (91, 92) présentant un poids linéaire apparent intermédiaire et, de préférence variant progressivement par palier ou régulièrement entre la valeur du poids linéaire apparent de ladite portion inférieure de conduite (6) et la valeur du poids linéaire apparent de la partie du reste de la conduite qui lui est adjacente à son autre extrémité.
  16. Conduite selon l'une des revendications 1 à 15, caractérisée en ce qu'elle constitue un riser de forage assurant la liaison entre un derrick (21) placé sur ledit support flottant (2) et une tête de puits au fond de la mer (4) ou, de préférence, l'extrémité (5) d'une conduite sous-marine reposant au fond de la mer (4), elle-même connectée à son autre extrémité à une dite tête de puits (51).
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