EP2304164A1 - Installation de transport sous-marin d'hydrocarbures - Google Patents

Installation de transport sous-marin d'hydrocarbures

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Publication number
EP2304164A1
EP2304164A1 EP09797553A EP09797553A EP2304164A1 EP 2304164 A1 EP2304164 A1 EP 2304164A1 EP 09797553 A EP09797553 A EP 09797553A EP 09797553 A EP09797553 A EP 09797553A EP 2304164 A1 EP2304164 A1 EP 2304164A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
riser
float
pipe
holding
fluid transport
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP09797553A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Ange Luppi
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.)
Technip Energies France SAS
Original Assignee
Technip France SAS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Technip France SAS filed Critical Technip France SAS
Publication of EP2304164A1 publication Critical patent/EP2304164A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current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
    • 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
    • E21B17/012—Risers with buoyancy elements

Definitions

  • the present invention relates to an installation for submarine transport of fluids, for example hydrocarbons, and to a method for laying such an installation, between a seabed and a marine surface situated overlooking the seabed.
  • the installations comprise a rising duct, usually rigid, which extends between the seabed and a subsurface zone located below the marine surface, and more particularly below the agitated zone mentioned above.
  • This riser is equipped with one or more holding floats that are installed around it, up to its end to maintain it suspended vertically between the seabed and the subsurface area.
  • these holding floats are of cylindrical symmetry, and the rising pipe crosses them axially.
  • the riser pipe is held vertically in a relatively unsteady zone, and its upper end is then connected to a flexible pipe, which joins a floating surface building on the sea surface. In this way, the flexible pipe undergoes surface disturbances by deforming without being altered.
  • US200700 44 972 discloses a hybrid tower type system in which one or more floats are mounted around the riser. These holding floats are of cylindrical symmetry, and the rising pipe crosses them axially. However, this configuration does not give satisfaction because significant efforts are exerted on the interface between the buoys and the rising pipe thereby weakening the underwater installation.
  • hydrocarbon deposits are located in the subsoil of relatively deep seabed, for example greater than 1500 meters, and risers are therefore longer and longer. As a result, they are becoming heavier, and the floats necessary to maintain them in a vertical position must be larger and larger to increase their buoyancy. Thus, the transportation of such floats to the rights of hydrocarbon deposits is relatively difficult and costly in energy since they must be towed.
  • a problem that arises and that aims to solve the present invention is to provide an underwater transport facility for fluids and hydrocarbons that not only allows to extract hydrocarbons relatively deep deposits but also, which can It can be easily implemented at an advantageous cost and exhibits an acceptable behavior in terms of aging and fatigue, under the effect of currents and wave movements.
  • the present invention proposes a fluid transport facility for transporting a fluid between a seabed and a marine surface overhanging said seafloor, said fluid transport facility comprising a riser connected to a pipe. flexible, and a holding float installed around said riser pipe to maintain said extended rising pipe suspended between said seabed and a subsurface zone located between said seabed and said marine surface, while said flexible pipe extends over a catenary between said riser pipe and said marine surface; according to the invention the installation further comprises a complementary float installed between said riser and said marine surface; and said riser is hooked to said complementary float to increase buoyancy of said riser.
  • a particularly advantageous feature of the invention lies in the implementation of both a holding float surrounding the riser and a complementary float to which it is attached.
  • the buoyancy of the rising pipe is increased, which makes it possible to suspend heavier and heavier risers for deeper and deeper seas.
  • the implementation of two floats, one directly integral with the riser, the other overhanging the riser allows to provide smaller floats compared to a single float, although the total volume of the two floats is greater than the volume of a single float implemented according to the prior art to suspend heavy pipes.
  • said riser and said flexible pipe are connected together by means of a gooseneck conduit installed between said floats so as to be able to extend the catenary flexible pipe between the riser and a surface vessel floating on the surface. Marine.
  • This specific configuration allows the installation according to the invention to offer high resistance to aging, wave movements and currents.
  • said riser and said complementary float are hung together via a bracket and preferably, the gooseneck conduit is installed and held within said bracket.
  • the bracket has a foot to which is connected the riser and a head connected to the complementary float.
  • the gooseneck duct is mounted integral with the foot of the stem and extends towards the head.
  • said holding float is of cylindrical symmetry of revolution and said riser extends axially inside said holding float.
  • said riser has an upper end provided with a collar forming a shoulder, while said holding float has a bearing edge adapted to receive said flange in support to support said riser.
  • the rising pipe extends longitudinally inside the holding float, and the latter, oriented vertically, tends to be driven towards the marine surface and therefore to maintain the rising pipe which is trapped in the buoy. maintaining by means of his collar which is in support against the support edge.
  • the installation comprises an elastically deformable spacer installed coaxially between said holding float and said riser, which is free to move within the float of maintaining a restricted range of motion. In this way, the bending moments between the holding float and the rising pipe are attenuated.
  • said floats advantageously have a diameter of less than 5 meters, which allows these floats to be transported directly onto the laying buildings and to be installed therethrough.
  • the floats also have a total volume greater than 800 m 3 and can then support risers greater than 800 tons.
  • these floats consist of a plurality of boxes independent of each other so as to maintain the overall properties of the float when only one of the boxes is damaged and the water enters it.
  • the present invention proposes a method for laying an underwater fluid transport installation as described above, said method being of the type in which a laying building having a central installation well is provided. surmounted by a laying tower, according to the invention, said method comprises in sequence the following steps: providing on said laying building a tubular pipe having an upper retaining end; said tubular pipe is then immersed to form a rising pipe and said upper retaining end is retained on said laying building; then installing a holding float around said upper retaining end to immerse said upper retaining end surrounded by said holding float through said central well; then hangs a complementary float to said upper retaining end surrounded by said holding float; and, finally, said complementary float is immersed through said central well.
  • a plurality of pipe sections are provided, and said pipe sections are successively connected by simultaneously immersing said connected section sections section by section to form said tubular pipe, so as to form a rising pipe.
  • a gooseneck conduit is preferably connected to said upper retaining end between step d) and step e).
  • the gooseneck duct is installed inside a bracket which is also immersed through the central well and to which the complementary float is directly connected, as will be explained in more detail below.
  • Figure 1 is a schematic view of the installation according to the invention
  • FIG. 2 is a schematic detail view of a portion of the installation shown in Figure 1;
  • FIG. 3 is a schematic detail of a portion of said portion illustrated in Figure 2;
  • Figure 4 is a schematic detail view of another portion of said portion illustrated in Figure 2;
  • FIGS. 5A to 5C are schematic views illustrating a method of installation of the installation according to the invention.
  • Figure 1 schematically shows an underwater hydrocarbon transport facility 10 between a seabed 12 and a marine surface 14. It will be observed that the hydrocarbons thus extracted generally also contain water and various gases.
  • a foundation provided with anchoring means 16 of the riser which is connected to a deposit of the subsoil, and on the marine surface 14 floats a surface installation 18 inside which is likely to be recovered a hydrocarbon.
  • the installation 10 comprises a rigid riser 20 which extends from the seabed 12 to an upper end 22. This rigid riser 20 is equipped with a holding float 24 it is secured at the upper end 22.
  • connection means 26 which will be detailed below with reference to Figure 2, and a complementary float 28 connected to the connecting means 26 by a flexible link 30.
  • connection means 26 and the surface installation 18 are connected to each other by means of a flexible pipe 32 which extends in catenary and which makes it possible to connect sealing the rising rigid pipe 20 and the surface vessel 18 to route the hydrocarbon.
  • the holding float 24 which is of cylindrical symmetry of revolution, presents at its center 34 a longitudinal passageway within which the rising pipe 20 extends.
  • the holding float 24 is constituted by a plurality of independent boxes which are sealed with respect to one another. In Figure 2, are shown by way of example, 15 boxes 36 with a height of 2.5 meters, a total height of 37.5 meters. Moreover, these boxes have a diameter of about 3.7 meters.
  • the total volume of the holding float is approximately 400 m 3 , which corresponds to a suspension capacity of 400 tons deducted from the total weight of the holding float 24.
  • the upper end 22 of the rising duct 20 is seen.
  • This upper end 22 has a connection flange 38 and is recessed, a locking collar 40.
  • This locking flange 40 forms a shoulder 42 oriented towards the seabed 12.
  • the holding float 24 has at the level of the first box 36 a circular support edge 44, against which bears the shoulder 42 of the locking collar 40.
  • the pathway through the center 34 of the holding float 24 has a diameter substantially greater than that of the rigid pipe D, which is for example of the order of 40 cm.
  • the rigid pipe 20 is movable in displacement within the holding float 24, obviously at relatively low amplitudes.
  • an elastically deformable spacer 46 is mounted around the rigid pipe and concentrically inside the holding float, at the level of the lower end of the holding float 24. the last box. In this way, the possible deflections of the riser 20 relative to the holding float 24 are damped by means of this spacer 46. As a result, the bending moments between the holding float 24 and the riser 20 are attenuated. at this level by the deformation of the spacer 46.
  • connection means 26 suspended from the complementary float 28 via the flexible link 30 are found.
  • bracket 50 having a foot 52 which is connected to the upper end 22 of the riser 20 and a head 54 integral with the flexible link 30.
  • a gooseneck conduit 56 extends inside the bracket 50, from the foot 52 to the head 54.
  • This gooseneck conduit 56 has a free end 58 which can be connected to the flexible pipe 32 shown.
  • the gooseneck duct 56 is of course connected sealingly to the riser pipe 20.
  • the bracket 50 is hooked to the complementary float 28 via the flexible line 30 comprising a chain, so as to further increase the buoyancy of the riser 20
  • the complementary float 28 has dimensions comparable to those of the holding float 24, and in particular in terms of diameter, which has a considerable advantage for the installation as will be explained below.
  • the complementary float 28 comprises not more than 15 caissons, but 17 caissons 60 with a height of 2.5 meters each, identical to the caissons 36 of the holding float 24. Therefore, the force ascensional provided by this complementary float 28 is substantially 50 tons greater than that of the holding float 24.
  • the holding float 24 and the complementary float 28 here represented by way of example, make it possible to exert an upward pull on the riser 20 of the order of 850 tonnes deduced from the weight of these floats, which makes it possible to maintain in upright position risers of greater length and greater weight compared to those of the prior art for applications in shallower depth.
  • a tubular pipe having an upper retaining end and said tubular pipe is immersed to form a rising pipe retaining said upper retaining end 22 on said laying building. Then, while the upper end 22 is held, the holding float is installed around the upper retaining end 22 and the upper retaining end surrounded by the holding float is immersed through said central well. Then hooks a complementary float to said upper retaining end surrounded by said holding float. Finally, said complementary float is immersed through said central well.
  • FIG. 5A partially depicts a laying building 62 in longitudinal section, which has a central laying well 64 bordered by a worktable 65 and a laying tower 66 terminated by an installation bracket 68 which extends overhanging the central installation well 64.
  • the laying building 62 is loaded with rising pipe elements, not shown, intended to be assembled by welding to form rising pipe sections, themselves welded together to form in fine, the riser pipe.
  • the rising rigid pipe is thus laid according to a method called "J-Lay".
  • the driving elements and the pipe sections are assembled to form a single continuous rising pipe which is immersed step by step, as the sections are assembled, through the central well of the pipe.
  • poses 64 by holding the last section by means of a sling retained from the installation bracket 68.
  • a last riser section 70 When a last riser section 70 is extended vertically along the laying tower 66 and assembled at the front -last section which is already at least partially immersed, it is on the one hand equipped with the holding float 24 that is found here shown around this last section 70 of rising pipe and secondly, a conduit
  • the holding float 34 here shown in one piece, has a diameter of less than four meters, for example, and can therefore pass through the central laying well 64, which has a larger diameter, for example of the order of five meters. Then, thanks to the laying tower 66, the rising pipe equipped with its holding float 24 is immersed in turn and is driven in translation through the central laying well 64.
  • the assembly is likely to be immersed through the central laying shaft 64 of the laying building 62 without requiring additional crane for installation.
  • the flexible link 30, here constituted by a chain is extended at each of its ends by a rod. metallic ; the upper one connecting the chain and the complementary float 28, the other lower, connecting the chain and the head 54 of the bracket 50.
  • the lower metal rod is used to retain the catenary consisting of the riser during installation, at the work table 65 by means of a clamping tool for gripping said lower metal rod and temporarily maintain the pipe in a fixed position relative to the break building 62 during installation of the float.

Landscapes

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Abstract

L'invention conceme une installation de transport sous-marin de fluides (10) pour transporter un fluide entre un fond marin (12) et une surface marine (14) en surplomb dudit fond marin, ladite installation de transport de fluides comprenant une conduite montante (20) raccordee a une conduite flexible (32), et un flotteur de maintien (24) installe autour de ladite conduite montante pour maintenir ladite conduite montante (20) etendue en suspension entre ledit fond marin (12) et une zone de subsurface situee entre ledit fond marin et ladite surface marine (14), tandis que ladite conduite flexible (32) s'etend en catenaire entre ladite conduite montante (20) et ladite surface marine; selon l'invention elle comprend en outre un flotteur complementaire (28) installe entre ladite conduite montante (20) et ladite surface marine (14); et ladite conduite montante (20) est accrochee audit flotteur complementaire (28) pour augmenter Ia flottabilite de ladite conduite montante.

Description

Installation de transport sous-marin d'hydrocarbures
La présente invention se rapporte à une installation de transport sous- marin de fluides, par exemple d'hydrocarbures, et à une méthode de pose d'une telle installation, entre un fond marin et une surface marine située en surplomb du fond marin.
Des installations connues permettent d'extraire les hydrocarbures des gisements sous-marins. Outre les difficultés liées à la pression qu'exerce le milieu marin sur ces installations, laquelle est d'autant plus forte que la profondeur d'extraction est importante, d'autres difficultés résultent de la différence des perturbations entre la surface marine et le fond marin. En effet, au niveau de la surface marine, l'eau est relativement agitée sur une profondeur variable, d'environ une trentaine de mètres sous la surface, tandis qu'au niveau du fond marin, elle l'est beaucoup moins car elle ne subit pas l'influence du vent et de la houle notamment. Aussi, de tels phénomènes nécessitent d'adapter les installations pour extraire les hydrocarbures et pour les transporter sans encombre, du fond marin vers la surface. Ainsi, les installations comprennent une conduite montante, usuellement rigide, qui s'étend entre le fond marin et une zone de subsurface située en dessous de la surface marine, et plus particulièrement en dessous de la zone agitée précitée. Cette conduite montante est équipée d'un ou de plusieurs flotteurs de maintien qui sont installés autour d'elle, jusqu'à son extrémité afin de la maintenir étendu en suspension verticalement entre le fond marin et la zone de subsurface. Usuellement, ces flotteurs de maintien sont de symétrie cylindrique, et la conduite montante les traverse axialement. Ainsi, la conduite montante est maintenue verticalement dans une zone relativement peu agitée, et son extrémité supérieure est alors raccordée à une conduite flexible, laquelle rejoint un bâtiment de surface flottant sur la surface marine. De la sorte, la conduite flexible subit les perturbations de surface en se déformant sans être altérée. Le document US200700 44 972 décrit un système de type tour hybride dans lequel un ou plusieurs flotteurs sont montés autour de la conduite montante. Ces flotteurs de maintien sont de symétrie cylindrique, et la conduite montante les traverse axialement. Cependant, cette configuration ne donne pas satisfaction car des efforts importants s'exercent à l'interface entre les bouées et la conduite montante fragilisant ainsi l'installation sous marine.
De nombreux gisements d'hydrocarbures sont situés dans le sous-sol de fonds marins relativement profonds, par exemple supérieurs à 1500 mètres, et les conduites montantes sont par conséquent de plus en plus longues. Partant, elles sont de plus en plus lourdes, et les flotteurs nécessaires à leur maintien en position verticale doivent être de plus en plus volumineux pour augmenter leur flottabilité. Ainsi, l'acheminement de tels flotteurs aux droits des gisements d'hydrocarbures est-il relativement malaisé et coûteux en énergie puisqu'ils doivent être remorqués.
Aussi, un problème qui se pose et que vise à résoudre la présente invention est de proposer une installation de transport sous-marin de fluides et précisément d'hydrocarbures qui non seulement permette d'extraire les hydrocarbures de gisements relativement profonds mais aussi, qui puisse être aisément mise en oeuvre à un coût avantageux et présente un comportement acceptable en termes de vieillissement et de fatigue, sous l'effet des courants et des mouvements de houles.
Dans le but de résoudre ce problème, la présente invention propose une installation de transport de fluide pour transporter un fluide entre un fond marin et une surface marine en surplomb dudit fond marin, ladite installation de transport de fluide comprenant une conduite montante raccordée à une conduite flexible, et un flotteur de maintien installé autour de ladite conduite montante pour maintenir ladite conduite montante étendue en suspension entre ledit fond marin et une zone de subsurface située entre ledit fond marin et ladite surface marine, tandis que ladite conduite flexible s'étend en caténaire entre ladite conduite montante et ladite surface marine ; selon l'invention l'installation comprend en outre un flotteur complémentaire installé entre ladite conduite montante et ladite surface marine ; et ladite conduite montante est accrochée audit flotteur complémentaire pour augmenter la flottabilité de ladite conduite montante.
Ainsi, une caractéristique particulièrement avantageuse de l'invention réside dans la mise en œuvre, à la fois d'un flotteur de maintien qui entoure la conduite montante et d'un flotteur complémentaire à laquelle elle est accrochée. De la sorte, on augmente la flottabilité de la conduite montante, ce qui permet de suspendre des conduites montantes de plus en plus lourdes pour des mers de plus en plus profondes. Et au surplus, dans une certaine mesure, la mise en oeuvre de deux flotteurs, l'un directement solidaire de la conduite montante, l'autre en surplomb de cette conduite montante, permet de prévoir des flotteurs de moindre dimension par rapport à un seul flotteur, bien que le volume total des deux flotteurs soit supérieur au volume d'un seul flotteur mis en oeuvre selon l'art antérieur pour pouvoir suspendre de lourdes conduites.
Par ailleurs, ladite conduite montante et ladite conduite flexible sont raccordées ensemble au moyen d'un conduit en col de cygne installé entre lesdits flotteurs de manière à pouvoir étendre la conduite flexible en caténaire entre la conduite montante et un bâtiment de surface flottant sur la surface marine. Cette configuration spécifique permet à l'installation conforme à l'invention d'offrir une grande résistance au vieillissement, du aux mouvements de houle et aux courants.
Avantageusement, ladite conduite montante et ledit flotteur complémentaire sont accrochés ensemble par l'intermédiaire d'une potence et de manière préférée, le conduit en col de cygne est installé et maintenu à l'intérieur de ladite potence. Ainsi qu'on l'expliquera ci-après, la potence présente un pied auquel est raccordée la conduite montante et une tête reliée au flotteur complémentaire. Le conduit en col de cygne est monté solidaire du pied de la potence et il s'étend vers la tête.
Avantageusement, ledit flotteur de maintien est de symétrie cylindrique de révolution et ladite conduite montante s'étend axialement à l'intérieur dudit flotteur de maintien. En outre, et selon une caractéristique préférentielle, ladite conduite montante présente une extrémité supérieure munie d'un collet formant épaulement, tandis que ledit flotteur de maintien présente un bord d'appui apte à recevoir ledit collet en appui pour supporter ladite conduite montante. De la sorte, la conduite montante s'étend longitudinalement à l'intérieur du flotteur de maintien, et ce dernier, orienté verticalement, tend à être entraîné vers la surface marine et par conséquent à maintenir la conduite montante laquelle est prisonnière de la bouée de maintien par l'intermédiaire de son collet qui lui est en appui contre le bord d'appui. En outre, et selon un mode de mise en oeuvre de l'invention particulièrement avantageux, l'installation comprend une entretoise élastiquement déformable installée coaxialement entre ledit flotteur de maintien et ladite conduite montante, laquelle est libre en débattement à l'intérieur du flotteur de maintien selon une amplitude de mouvement restreinte. De la sorte, les moments de flexion entre le flotteur de maintien et la conduite montante sont atténués.
De plus, lesdits flotteurs présentent avantageusement un diamètre inférieur à 5 mètres ce qui permet de transporter ces flotteurs directement sur les bâtiments de pose et de les installer à travers ceux-ci. Préférentiellement, les flotteurs présente aussi un volume total supérieur à 800 m3 et peuvent alors supporter des conduites montantes supérieures à 800 tonnes.
Avantageusement, selon un mode particulier de réalisation de l'invention, ces flotteurs sont constitués d'une pluralité de caissons indépendants les uns des autres de manière à conserver les propriétés globales du flotteur lorsqu'un seul des caissons est endommagé et que l'eau y pénètre.
Selon un autre aspect, la présente invention propose une méthode de pose d'une installation de transport sous-marin de fluides telle que décrite ci- dessus, ladite méthode étant du type selon laquelle on fournit un bâtiment de pose présentant un puits central de pose surmonté d'une tour de pose, selon l'invention, ladite méthode comprend dans l'ordre les étapes suivantes : on fournit sur ledit bâtiment de pose une conduite tubulaire présentant une extrémité supérieure de retenue ; on immerge ensuite ladite conduite tubulaire pour former une conduite montante et on retient ladite extrémité supérieure de retenue sur ledit bâtiment de pose; puis on installe un flotteur de maintien autour de ladite extrémité supérieure de retenue pour immerger ladite extrémité supérieure de retenue entourée dudit flotteur de maintien à travers ledit puits central ; on accroche alors un flotteur complémentaire à ladite extrémité supérieure de retenue entourée dudit flotteur de maintien ; et, enfin on immerge ledit flotteur complémentaire à travers ledit puits central.
Ainsi, on installe les flotteurs non plus avec une grue, comme cela est le cas selon l'art antérieur, mais à travers le puits central du bâtiment de pose ce qui rend plus aisé et moins coûteux l'installation. Avantageusement, aux étapes a) et b) on fournit une pluralité de sections de conduite, et on connecte successivement lesdites sections de conduite en immergeant simultanément lesdites sections de conduite connectées section par section pour former ladite conduite tubulaire, de manière à constituer une conduite montante. En outre, on connecte de manière préférentielle un conduit en col de cygne sur ladite extrémité supérieure de retenue entre l'étape d) et l'étape e). Préférentiellement, le conduit en col de cygne est installé à l'intérieur d'une potence qui est également immergée à travers le puits central et à laquelle est directement relié le flotteur complémentaire ainsi qu'on l'expliquera plus en détail ci-après.
D'autres particularités et avantages de l'invention ressortiront à la lecture de la description faite ci-après d'un mode de réalisation particulier de l'invention, donné à titre indicatif mais non limitatif, en référence aux dessins annexés sur lesquels : - la Figure 1 est une vue schématique de l'installation conforme à l'invention;
- la Figure 2 est une vue schématique de détail d'une partie de l'installation illustrée sur la Figure 1;
- la Figure 3 est une schématique de détail d'une portion de ladite partie illustrée sur la Figure 2 ;
- la Figure 4 est une vue schématique de détail d'une autre portion de ladite partie illustrée sur la Figure 2 ;
- les Figures 5A à 5C sont des vues schématiques illustrant une méthode de pose de l'installation selon l'invention. La Figure 1 montre de manière schématique une installation de transport sous-marin d'hydrocarbures 10 entre un fond marin 12 et une surface marine 14. On observera que les hydrocarbures ainsi extraits contiennent généralement aussi de l'eau et des gaz divers. Sur le fond marin 12 est installée une fondation munie de moyens d'ancrage 16 de la conduite montante laquelle est reliée à un gisement du sous-sol, et sur la surface marine 14, flotte une installation de surface 18 à l'intérieur de laquelle est susceptible d'être récupéré un hydrocarbure. L'installation 10 comporte une conduite montante rigide 20 qui s'étend depuis le fond marin 12 jusqu'à une extrémité supérieure 22. Cette conduite montante rigide 20 est équipée d'un flotteur de maintien 24 dont elle est solidaire au niveau de l'extrémité supérieure 22. L'installation 10 comporte également des moyens de connexion 26 que l'on détaillera ci-après en référence à la figure 2, et un flotteur complémentaire 28 relié au moyen de connexion 26 par l'intermédiaire d'un lien flexible 30. De surcroît, les moyens de connexion 26 et l'installation de surface 18 sont reliés entre eux au moyen d'une conduite flexible 32 qui s'étend en caténaire et qui permet de relier de manière étanche la conduite rigide montante 20 et le bâtiment de surface 18 pour acheminer l'hydrocarbure.
On examinera ci-après plus en détail, et en référence à la figure 2, l'agencement des deux flotteurs 24, 28. Tout d'abord, le flotteur de maintien 24 qui est de symétrie cylindrique de révolution, présente en son centre 34 un chemin de passage longitudinal à l'intérieur duquel s'étend la conduite montante 20. Le flotteur de maintien 24 est constitué d'une pluralité de caissons indépendants et étanches les uns vis-à-vis des autres. Sur la figure 2, sont représentés à titre d'exemple, 15 caissons 36 d'une hauteur de 2,5 mètres soit une hauteur totale de 37,5 mètres. Par ailleurs, ces caissons présentent un diamètre voisin de 3,7 mètres. En conséquence, le volume total du flotteur de maintien est d'environ 400 m3, ce qui correspond à une capacité de suspension de 400 tonnes déduites du poids total du flotteur de maintien 24. Avant de décrire en détail les autres éléments représentés sur cette figure, on décrira d'abord en référence à la figure 3, le mode de fixation du flotteur de maintien 24 et de la conduite montante 20 et ensuite, en référence à la figure 4, un mode d'amortissement de leurs mouvements relatifs.
On retrouve ainsi sur cette figure 3, l'extrémité supérieure 22 de la conduite montante 20. Cette extrémité supérieure 22 présente un flasque de connexion 38 et en retrait, un collet de blocage 40. Ce collet de blocage 40 forme un épaulement 42 orienté vers le fond marin 12. Au surplus, le flotteur de maintien 24 présente au niveau du premier caisson 36 un bord d'appui 44 circulaire, contre lequel vient prendre appui l'épaulement 42 du collet de blocage 40. Ainsi, la conduite montante 20 qui est entraînée vers le fond marin
12 sous l'effet de son propre poids, est-elle susceptible d'être retenue par l'intermédiaire du flotteur de maintien 24 au niveau de son collet de blocage 40.
Par ailleurs, on observera que le chemin de passage au centre 34 du flotteur de maintien 24 présente un diamètre sensiblement supérieur à celui de la conduite rigide D, qui lui est par exemple de l'ordre de 40 cm. Aussi, la conduite rigide 20 est mobile en débattement à l'intérieur du flotteur de maintien 24, bien évidemment selon des amplitudes relativement faibles.
Au niveau de l'extrémité inférieure du flotteur de maintien 24 représenté sur la figure 4, une entretoise élastiquement déformable 46, ou joint flexible, est montée autour de la conduite rigide et de manière concentrique à l'intérieur du flotteur de maintien, au niveau du dernier caisson. De la sorte, les débattements possibles de la conduite montante 20 par rapport au flotteur de maintien 24 sont amortis par l'intermédiaire de cette entretoise 46. En conséquence, les moments de flexion entre le flotteur de maintien 24 et la conduite montante 20 sont atténués à ce niveau par la déformation de l'entretoise 46.
On se reportera de nouveau sur la figure 2, sur laquelle on retrouve, outre les éléments déjà décrits ci-dessus, les moyens de connexion 26 suspendus au flotteur complémentaire 28 par l'intermédiaire du lien flexible 30. Ces moyens de connexion 26 comportent une potence 50 présentant, un pied 52 auquel est raccordée l'extrémité supérieure 22 de la conduite montante 20 et une tête 54 solidaire du lien flexible 30. De surcroît, un conduit en col de cygne 56 s'étend à l'intérieur de la potence 50, du pied 52 vers la tête 54. Ce conduit en col de cygne 56 présente une extrémité libre 58 à laquelle est susceptible d'être raccordée la conduite flexible 32 illustrée. Le conduit en col de cygne 56 est bien évidemment raccordé de manière étanche à la conduite montante 20.
En outre, et c'est une caractéristique avantageuse de l'invention, la potence 50 est accrochée au flotteur complémentaire 28 par l'intermédiaire de la ligne flexible 30 comprenant une chaîne, de manière à augmenter plus encore la flottabilité de la conduite montante 20. De surcroît, le flotteur complémentaire 28 présente des dimensions comparables à celles du flotteur de maintien 24, et notamment en terme de diamètre, ce qui présente un avantage considérable pour l'installation comme on expliquera ci-après. Dans l'exemple représenté sur la figure 2, le flotteur complémentaire 28 comporte non plus 15 caissons, mais 17 caissons 60 d'une hauteur de 2,5 mètres chacun, identiques aux caissons 36 du flotteur de maintien 24. Par conséquent, la force ascensionnelle procurée par ce flotteur complémentaire 28 est sensiblement de 50 tonnes supérieures à celles du flotteur de maintien 24.
De la sorte, le flotteur de maintien 24 et le flotteur complémentaire 28 ici représentés à titre d'exemple, permettent d'exercer une traction ascensionnelle sur la conduite montante 20 de l'ordre de 850 tonnes déduites du poids de ces flotteurs, ce qui permet de maintenir en position verticale des conduites montantes d'une plus grande longueur et d'un plus grand poids par rapport celles de l'art antérieur pour des applications en moins grande profondeur.
Au surplus, compte tenu de leur faible diamètre ces flotteurs présentent des avantages en termes de mise en oeuvre de l'installation comme on va l'expliquer ci-après en référence aux figures 5A à 5C illustrant un mode d'installation possible de l'installation sous marine selon l'invention.
De façon générale, on fournit sur ledit bâtiment de pose une conduite tubulaire présentant une extrémité supérieure de retenue et on immerge ladite conduite tubulaire pour former une conduite montante en retenant ladite extrémité supérieure 22 de retenue sur ledit bâtiment de pose. Ensuite, tandis qu'on maintien l'extrémité supérieure 22, on installe le flotteur de maintien autour de l'extrémité supérieure 22 de retenue puis, on immerge l'extrémité supérieure de retenue entourée du flotteur de maintien à travers ledit puits central. Ensuite on accroche un flotteur complémentaire à ladite extrémité supérieure de retenue entourée dudit flotteur de maintien. Enfin, on immerge ledit flotteur complémentaire à travers ledit puits central.
On a représenté partiellement sur la Figure 5A un bâtiment de pose 62 en coupe longitudinale, lequel présente un puits central de pose 64 bordé par une table de travail 65 et une tour de pose 66 terminée par une potence d'installation 68 qui s'étend en surplomb du puits central de pose 64.
Au préalable, le bâtiment de pose 62 est chargé avec des éléments de conduite montante, non représentés, destinés à être assemblés par soudure pour former des sections de conduite montante, elles-mêmes soudées ensembles pour former in fine, la conduite montante. La conduite rigide montante est ainsi posée selon une méthode dite «J-Lay ». Ainsi, selon cette méthode on assemble les éléments de conduite et les sections de conduite pour former une seule et même conduite montante continue que l'on immerge pas à pas, à mesure de l'assemblage des sections, à travers le puits central de pose 64 en retenant la dernière section par l'intermédiaire d'une élingue retenue depuis la potence d'installation 68. Lorsqu'une dernière section 70 de conduite montante est étendue verticalement le long de la tour de pose 66 et assemblée à l'avant-dernière section qui elle est déjà au moins partiellement immergée, elle est d'une part équipée du flotteur de maintien 24 que l'on retrouve ici représenté autour de cette dernière section 70 de conduite montante et d'autre part, d'un conduit en col de cygne 72. Ce flotteur de maintien 34, ici représenté d'une seule pièce, présente un diamètre inférieur à quatre mètres par exemple, et peut par conséquent traverser le puits central de pose 64, lequel présente un diamètre supérieur, par exemple de l'ordre de cinq mètres. Ensuite, grâce à la tour de pose de 66, la conduite montante équipée de son flotteur de maintien 24 est immergé à son tour et est entraîné en translation à travers du puits central de pose 64. On retrouve sur la figure 5B en coupe transversale le bâtiment de pose 62 et la tour de pose 66, laquelle immerge la dernière section de conduite montante 70 entourée de son flotteur de maintien 24. Après que la dernière section de conduite montante 70 a été immergée avec le flotteur de maintien 24, l'extrémité supérieure de la conduite montante 22 demeurant au niveau de la table de travail 65 comme illustré sur la figure 5, cette extrémité supérieure 22 est alors équipée de la potence 50 non représentée ici et le flotteur complémentaire 28, non représenté non plus est installé et maintenu verticalement sur la tour de pose 66. Il est alors raccordé à la potence 50, puis l'ensemble est immergé à travers le puits central de pose 64 tout comme le flotteur de maintien 24. Le flotteur complémentaire est alors retenu par la tour de pose 66 au moyen de l'élingue, de manière à pouvoir ajuster la conduite montante à la position désirée entre la surface marine et le fond marin 12.
Ainsi, grâce à la géométrie des flotteurs, c'est-à-dire une grande longueur par rapport à un faible diamètre, et aussi à leur assemblage, l'un de maintien 24 autour de la conduite montante 20, l'autre 28 en surplomb de la conduite montante et accrochée par l'intermédiaire de la potence 50, l'ensemble est susceptible d'être immergé à travers le puits central de pose 64 du bâtiment de pose 62 sans nécessiter de grue supplémentaire pour l'installation.
Par ailleurs, on observera sur la Figure 2 que le lien flexible 30, ici constitué d'une chaîne, est prolongé à chacune de ses extrémités d'une tige métallique ; l'une supérieure reliant la chaîne et le flotteur complémentaire 28, l'autre inférieure, reliant la chaîne et la tête 54 de la potence 50. La tige métallique inférieure permet de retenir la caténaire constitué de la conduite montante en cours d'installation, au niveau de la table de travail 65 au moyen d'un outil de clampage permettant d'enserrer ladite tige métallique inférieure et de maintenir temporairement la conduite en position fixe par rapport au bâtiment de pause 62 durant l'installation du flotteur.
De la même façon il est prévu de souder temporairement la tige métallique supérieure à l'extrémité supérieure de la bouée complémentaire 28 de manière à pouvoir retenir l'ensemble.
Bien évidemment, une telle méthode de pose pourrait très bien être mise en œuvre selon les techniques dites de : « rigide déroulée ». En ce cas, la conduite rigide est pré-enroulée d'une seule pièce sur un touret adapté, et elle est dévidée à travers le puits central pour former la conduite montante.

Claims

REVENDICATIONS
1. Installation de transport sous-marin de fluides (10) pour transporter un fluide entre un fond marin (12) et une surface marine (14) en surplomb dudit fond marin, ladite installation de transport de fluides comprenant une conduite montante (20) raccordée à une conduite flexible (32), et un flotteur de maintien (24) installé autour de ladite conduite montante pour maintenir ladite conduite montante (20) étendue en suspension entre ledit fond marin (12) et une zone de subsurface située entre ledit fond marin et ladite surface marine (14), tandis que ladite conduite flexible (32) s'étend en caténaire entre ladite conduite montante (20) et ladite surface marine ; caractérisée en ce qu'elle comprend en outre un flotteur complémentaire (28) installé entre ladite conduite montante (20) et ladite surface marine (14); et en ce que ladite conduite montante (20) est accrochée audit flotteur complémentaire (28) pour augmenter la flottabilité de ladite conduite montante.
2. Installation de transport de fluides selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite conduite montante (20) et ladite conduite flexible (32) sont raccordées ensemble au moyen d'un conduit en col de cygne (56) installé entre lesdits flotteurs (24, 28).
3. Installation de transport de fluides selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que ladite conduite montante (20) et ledit flotteur complémentaire (28) sont accrochés ensemble par l'intermédiaire d'une potence (50).
4. Installation de transport de fluides selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que ledit flotteur de maintien (24) est de symétrie cylindrique de révolution et en ce que ladite conduite montante (20) s'étend axialement à l'intérieur dudit flotteur de maintien.
5. Installation de transport de fluides selon la revendication 4, caractérisée en ce que ladite conduite montante (20) présente une extrémité supérieure (22) munie d'un collet (40) formant épaulement, tandis que ledit flotteur de maintien présente un bord d'appui (44) apte à recevoir ledit collet en appui pour supporter ladite conduite montante (20).
6. Installation de transport de fluides selon la revendication 4 ou 5, caractérisée en ce qu'elle comprend une entretoise élastiquement déformable (46) installée coaxialement entre ledit flotteur de maintien (24) et ladite conduite montante (20).
7. Installation de transport de fluides selon l'une quelconque des revendications 4 à 6, caractérisée en ce que lesdits flotteurs (24, 28) présentent un diamètre inférieur à 5 mètres.
8. Installation de transport de fluides selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, caractérisée en ce que lesdits flotteurs (24, 28) sont constitués d'une pluralité de caissons (60) indépendants les uns des autres.
9. Méthode de pose d'une installation de transport sous-marin de fluides selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, ladite méthode étant du type selon laquelle on fournit un bâtiment de pose (62) présentant un puits central (64) de pose surmonté d'une tour de pose (66), caractérisée en ce qu'elle comprend dans l'ordre les étapes suivantes :
- a) on fournit sur ledit bâtiment de pose une conduite tubulaire présentant une extrémité supérieure (22) de retenue ;
- b) on immerge ladite conduite tubulaire pour former une conduite montante (20) et on retient ladite extrémité supérieure (22) de retenue sur ledit bâtiment de pose;
- c) on installe un flotteur de maintien (24) autour de ladite extrémité supérieure (22) de retenue ;
- d) on immerge ladite extrémité supérieure de retenue entourée dudit flotteur de maintien (24) à travers ledit puits central (64) ;
- e) on accroche un flotteur complémentaire (28) à ladite extrémité supérieure de retenue entourée dudit flotteur de maintien (24) ; et, - T) on immerge ledit flotteur complémentaire à travers ledit puits central.
10. Méthode de pose selon la revendication 9, caractérisée en ce qu'aux étapes a) et b) on fournit une pluralité de sections de conduite, et on connecte successivement lesdites sections de conduite en immergeant simultanément lesdites sections de conduite connectées section par section pour former ladite conduite tubulaire, de manière à constituer une conduite montante (20).
11. Méthode de pose selon la revendication 9 ou 10, caractérisée en ce qu'on connecte un conduit en col de cygne (56) sur ladite extrémité supérieure (22) de retenue entre l'étape d) et l'étape e).
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