EP2401468B1 - Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants - Google Patents

Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants Download PDF

Info

Publication number
EP2401468B1
EP2401468B1 EP10706303.4A EP10706303A EP2401468B1 EP 2401468 B1 EP2401468 B1 EP 2401468B1 EP 10706303 A EP10706303 A EP 10706303A EP 2401468 B1 EP2401468 B1 EP 2401468B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
buoyancy
tower
modules
risers
guide
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.)
Active
Application number
EP10706303.4A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP2401468A1 (fr
Inventor
François-Régis PIONETTI
Roberto Antonio Di Silvestro
Damien Szyszka
Fabrice Jancart
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saipem SA
Original Assignee
Saipem SA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saipem SA filed Critical Saipem SA
Publication of EP2401468A1 publication Critical patent/EP2401468A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP2401468B1 publication Critical patent/EP2401468B1/fr
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • E21B17/012—Risers with buoyancy elements

Definitions

  • the present invention relates to a bottom-to-surface connection installation between a plurality of submarine pipes resting at the bottom of the sea and a floating support surface, comprising a hybrid tower called multi-riser, consisting of a plurality of connected flexible pipes each with a rising rigid pipe, or riser vertical, whose lower end is connected to an underwater pipe resting on the seabed.
  • a hybrid tower called multi-riser, consisting of a plurality of connected flexible pipes each with a rising rigid pipe, or riser vertical, whose lower end is connected to an underwater pipe resting on the seabed.
  • the technical field of the invention is more particularly the field of the manufacture and installation of production risers for the underwater extraction of oil, gas or other soluble or fusible material or a suspension of mineral material from wellhead immersed to a floating support, for the development of production fields installed offshore at sea.
  • the main and immediate application of the invention being in the field of oil production.
  • the floating support generally comprises anchoring means to remain in position despite the effects of currents, winds and waves. It also generally comprises oil storage and processing means as well as means of unloading to removal tankers, the latter being present at regular intervals to carry out the removal of the production.
  • the common name of these floating supports is the Anglo-Saxon term “Floating Production Storage Offloading” (meaning “floating medium of storage, production and unloading") which one uses the abbreviated term "FPSO" in the whole of the following description.
  • Said connecting lines take, if appropriate, by their own weight in the form of a plunging chain curve, that is to say, descending widely below the upper end of the riser and then up to the support floating.
  • a multiple hybrid tower comprising an anchoring system with a vertical tendon consisting of either a cable or a metal bar, or a pipe stretched at its upper end by a float.
  • the lower end of the tendon is attached to a base resting at the bottom.
  • Said tendon comprises guiding means distributed over its entire length through which passes a plurality of said risers vertical.
  • Said base can be placed simply on the seabed and stay in place by its own weight, or remain anchored by means of batteries or any other device to keep it in place.
  • the lower end of the riser vertical is adapted to be connected to the end of a bend, movable cuff, between a high position and a low position, relative to said base, to which this cuff is suspended and associated with a means of return bringing it back up in the absence of the riser.
  • This mobility of the bent sleeve makes it possible to absorb the length variations of the riser under the effects of the temperature and the pressure of the fluid flowing through it.
  • a stop device integral with it, comes to rest on the support guide installed at the head of the float and thus maintains the entire riser in suspension.
  • connection with the submarine pipe resting on the seabed is generally effected by a pig-shaped or S-shaped pipe portion, said S being then produced in a plane either vertical or horizontal, the connection with said underwater pipe being generally carried out via an automatic connector.
  • the vertical tendon is connected at its lower end to the base by a flexible hinge-type laminated stopper marketed by TECHLAM France or the roto-latch ® type , available from OILSTATES USA, known to those skilled in the art .
  • This embodiment comprising a multiplicity of risers maintained by a central structure comprising guide means is advantageous when it is possible to pre-manufacture the entire tower on the ground, before towing it at sea and then once on site. , cabaner for its final establishment.
  • the various structural elements and buoyancy elements are regularly spaced along the entire length of the vertical tendon, which allows towing the tower at sea, which floats thanks to its buoyancy elements distributed over its entire length.
  • the dual function required of the syntactic foam ie buoyancy plus insulation, creates a problem of resistance over time, because if such foams hold correctly on the one hand at the pressure of bottom which is substantially 100 bar per 1000 m of water, and secondly at the desired maximum temperature, they are in fact sensitive to the combination of the maximum pressure associated with the maximum temperature, and very significant damage their thermal performance and buoyancy. Therefore, it is desired to dissociate the two functions, and it is preferred to use firstly a syntactic foam type buoyancy and a PiP type of insulation, as described in the prior patents in the name of the applicant, or gel type or phase change material type as described in the prior patents in the name of the applicant.
  • the syntactic buoyancy foam is thus used to ensure the buoyancy of the tower during its on-site towing and cabin hoisting, but it can not be fully taken into account in its operational vertical configuration and must be assisted by a float at the top. considerable volume located at the top of said tower, as explained below.
  • each of the buoyancy modules 220 ( figure 2 ) transfers to the central tendon 200 a vertical force 219 directed upwards through an element of guide and load transfer structure 212 integral with the tendon.
  • the total of the vertical tensile forces added to the various buoyancy modules 219 corresponds at least to the total weight of the total tower, so that the tower naturally floats flush with the surface of the water.
  • the central tendon is arranged vertically and the vertical traction forces 219 of each of the different modules are transferred by the tendon so that the traction exerted on the attachment point of a given buoyancy module on the tendon corresponds the buoyancy of the module concerned plus the modules above it.
  • WO 2004/051051 discloses a multi-riser hybrid tower-type bottom-surface connection installation, comprising buoyancy modules sliding along said risers and a central tendon, without a lower guide structure capable of holding said risers arranged around said tendon.
  • the object of the present invention is therefore to provide an improved multi-riser hybrid tower-type bottom-surface connection installation, in particular which does not require the use of floats at the top, nor of a foundation having to take back all the weight of the tower for the float at the top and the totality of the buoyancy exerted on the tower as regards the foundation of the tower on the one hand, and on the other hand, which does not require the implementation of vertical central tendon in front of also undergo compressive stresses likely to cause lateral buckling of said central tendon.
  • Vertical means that when the sea is calm and the installation is at rest, the connection hoses to the FPSO not being installed, the tendon and the risers are arranged vertically, it being understood that the swell, and the movements of the floating support and / or flexible ducts can cause the tower to travel in a vertex angle preferably limited to 10-15 °, in particular due to the implementation of a flexible articulation of rotary type. latch ® at the foot of the tendon, at its point of attachment to said base or anchor.
  • the float and the suction anchor according to the present invention must exert and respectively take up a voltage lower than that required in the prior art and in particular less than the total weight of the tower.
  • the tower is able to remain vertical in the absence of the tensioning float at the top, whereas in the prior art, said float must be permanently present to prevent compression of the central tendon.
  • This arrangement is particularly interesting for the installation phase and for the maintenance of the system,
  • the head float and the foundation must exert respectively take up a voltage well above the total weight of the tower.
  • a total buoyancy ⁇ F of 102 to 110% of all the buoyancy modules is necessary to maintain emerged approximately 2 to 10% of the volume of the tower when it is towed on the surface, so that the tower can be covered by the swell and be subjected to less mechanical stress including torsion and bending during towing on site.
  • T1 of the head float according to the prior art then represents at least about 110 to 150% of the total weight of the tower plus additional buoyancy provided for on-site towing ( ⁇ F-Pt).
  • the foundation must resume the traction exerted by the cumulative vertical thrust of all buoyancy elements ⁇ F acting directly on the central tendon, added the resulting tension T R wanted at the float of head. Since ⁇ F is greater than the weight of the tower for surface transport, the foundation must resume a tension of at least about 110 to 150% of the total weight of the tower.
  • the foundation is subjected only to the resultant force T R exerted at the level of the head float, namely 10 to 50% of the total weight of the tower, insofar as the total weight of the tower is taken directly by all modules buoyancy, the latter exerting a vertical thrust upward directly on the underside of said carrier structure.
  • said buoyancy and guide modules extend over a length of 2 to 20 m and are at least 50, preferably 50 to 500, buoyancy modules for a tower of at least 1000 m. height.
  • the various buoyancy modules extend over the entire height of the tower.
  • said plurality of buoyancy and guide modules disposed against each other covers not more than 75%, preferably less than 50% of the length of the tower between said carrier structure at the top and the structure lower guide solidarity of the tendon.
  • the various buoyancy and guidance modules are linked to each other by links able to prevent the first module from moving away from said carrier structure and that two consecutive modules deviate no more than a maximum distance preferably identical data between the different modules and, said links being of such length that the various modules are distributed substantially uniformly over the entire length of the tower between said carrier structure and lower structure, the first module being linked at the level of said carrier structure and the last module arriving at said lower structure, when said tower floats on the surface of the sea being towed by a ship, and said links do not prevent said modules from sliding upwards when said tower is caban and vertical positioning of operation in a so-called bottom-surface connection installation.
  • the different modules are not connected to each other and cover the entire length of the tower between said supporting structure and said lower guide structure.
  • each buoyancy and guide module comprises two flanges connected to each other by tie rods, and said cylindrical buoyancy elements locked and held in position between and by said two flanges, forming preferably a module having a circular cross-section, each flange having a central orifice and peripheral orifices, said peripheral orifices and said buoyancy elements preferably being of the same shape and arranged around said central orifice, preferably regularly and symmetrically distributed around said central orifice; , said orifices forming sleeves able to be traversed by said risers and a said tendon thus allowing sliding guidance of said modules.
  • the two flanges are spaced from each other in the longitudinal direction of the tendon and that said section transverse corresponds to a cross section perpendicular to said longitudinal direction of the tendon, and that said circular section of the module corresponds to a circular section of the flanges and all the buoyancy elements assembled against each other between the two flanges.
  • This embodiment makes it possible to contribute to a buoyancy load transfer of said buoyancy elements in their isostatic assembly, that is to say the most homogeneous over the entire cross section of the flanges and to facilitate the manufacture and installation of said elements of buoyancy.
  • each flange comprises a plurality of flange portions attached to each other, preferably at least as many flange portions as said peripheral orifices, each flange portion being adapted to lock and maintain the longitudinal end of a flange. said cylindrical buoyancy element.
  • This embodiment contributes to limiting the number of different parts to be molded, and to further facilitate the manufacture and installation of said flanges and buoyancy elements while maintaining the isostaticity of the charge transfer of said buoyancy elements on the flanges.
  • said modules comprise first intercalated elastic elements, preferably in the form of plates, between the longitudinal ends of said buoyancy elements and said flanges at least at said longitudinal end of the module and preferably also second elastic elements on the external faces of at least one of the two flanges, preferably in the form of plates, so as to improve the isostaticity of the distribution of buoyancy forces and their transfer between two consecutive modules.
  • the present invention also relates to a buoyancy and guide module of a tower according to the invention, as defined above.
  • the present invention also provides a method of towing at sea a tower and set up in an installation according to the invention, characterized in that said tower floats on the surface when it is towed by at least one surface vessel, said buoyancy and guide modules being distributed over its entire length, preferably regularly distributed and spaced from each other and after hoisting the tower said buoyancy and guide modules slide upwards to be plated underneath and against others, preferably on only a part of the height of the tower.
  • FIG. 1 there is shown a bottom-surface connection facility 1 connecting two underwater lines 2-1,2-2 resting on the bottom of the sea 12 to a floating support type FPSO 10 moored by anchor lines 10a.
  • the bottom-surface connection consists of a central vertical tendon 4 connected to a suction anchor-type foundation 11 via a hinge 5a allowing the deflections of the tower in an angle cone at the top preferably less than or equal to 5 °.
  • the tower comprises a plurality of pipes, for example four pipes 3-1, 3-2, as shown in the perspective views 6 and 7, preferably symmetrically distributed around the axis ZZ 'of the tower, the latter being coaxial with the central tendon 4.
  • lines 3-1,3-2 are each connected at the bottom to a subsea line 2-1,2-2 resting on the bottom of the sea by means of an angled junction sleeve 2a by means of automatic connectors 9a-9b, known to those skilled in the art.
  • These ducts 3-1, 3-2 are suspended at the top of the tower to a superior carrier structure 4a integral with the central vertical tendon 4 and each connected by a gooseneck 7-1, 7-2 at the end of a flexible pipe 6-1,6-2 connecting said goosenecks to an FPSO 10.
  • a float 8 connected via a chain 8a to the central tendon 4 exerts a complementary vertical tension on the tower.
  • buoyancy of the tower 3 is ensured by a plurality of buoyancy modules 20 cooperating in sliding with the central tendon 4.
  • These buoyancy modules 20 described hereinafter comprise guide elements 22 called flanges having orifices 23, 23. 1.23-4, for guiding said central tendon and ducts 3-1,3-2.
  • each of the buoyancy modules 20 slides freely on the one hand around the central tendon 4 and on the other hand, around each of the ducts 3-1,3-2 suspended from the support structure 4a located at the top of the tower. And, as a result, the entirety of the buoyancy thrust IF of all the buoyancy modules 20 is directly transmitted to the upper carrier structure 4a, the latter supporting on the other hand the entire weight P of the tower .
  • the float 8 at the top must be limited to exerting an additional upward tension equal to about 10 to 20% of the total weight of the tower so as to exert a vertical return force when the flexible connecting lines 6- 1.6-2 with the FPSO are in place, which exert horizontal recall efforts when the sea is rough.
  • the buoyancy modules 20 are schematically represented on the Figures 1 to 3 and on the figure 5 , and in more detail on Figures 6 to 9 .
  • FIG. 6 On the figure 6 is shown in perspective a section of the tower 1 in vertical position, cut above a buoyancy module 20.
  • the lines 3- 1.3-2 type PiP pipe in pipe
  • the lines 3- 1.3-2 type PiP comprising an outer pipe 3a and including a production line 3b slightly off-center, so as to leave room for a water injection pipe or pipe injection of gas 3c, as well as two water injection lines 3-3,3-4.
  • FIG. 7 there is shown in perspective a section of the tower in the manufacturing position, showing two contiguous buoyancy modules 20 n , 20 n + 1 , the module 20 n + 1 not being completely assembled, two buoyancy elements in the form of block of syntactic foam 21 being ready to be inserted before the blocking locking flanges 22 are joined by ties 24 to constrain the buoyancy elements between two flanges 22, thus ensuring the overall rigidity of said buoyancy module 20.
  • a flange 22 of buoyancy module respectively in external view ( figure 8 ), ie seen from the interface side with the buoyancy module adjacent, and in internal view ( figure 9 ), that is to say viewed from the interface side with the buoyancy elements 21 syntactic foam.
  • the flange is preferably made of plastic, for example polyethylene, polypropylene or any other resistant thermoplastic material, charged or not.
  • the flange 22 is in fact preferably composed of several independent parts 22-1 to 22-4, identical, assembled together by simple bolting.
  • the flanges 22 comprise sheaths 23-1 to 23-4 generally not having the same diameter, the diameter of each of the sheaths 23-1 to 23-4 is adjusted so that it is slightly greater than the diameter of the corresponding pipe and can thus let it slide freely. This provides a clearance of 5 to 15 mm, so an inner diameter of the upper sheath 10 to 30mm to the outer diameter of said pipe 3a concerned. Similarly, the central sheath 23 corresponding to the central tendon 4 will have the same increase in diameter relative to the outer diameter of said tendon.
  • buoyancy elements 21 all of the same cylindrical shape, are inserted into complementary shapes 22a of the internal face of the flanges 22, as shown in FIG. figure 9 , and are preferably evenly distributed around the periphery of the module 20.
  • two adjacent buoyancy elements 21 are shown between two adjacent ducts installed side by side. But, we could have installed a single element 21 of double section.
  • the manufacture of large syntactic foam elements being very delicate, it is preferred to reduce the transverse thickness of the various elements and thus to adopt the configuration shown in the drawings. figures 7 and 9 .
  • each module 8 blocks of syntactic foam 21 of the same cylindrical shape are thus introduced whose cross-sectional shape fills the spaces 22a delimited by the parts of cylindrical walls 23c-23d of the sleeves 23-1 to 23-4 and elements of separation 23a-23b.
  • the buoyancy elements 21 have in cross section a circular outer circumference 21a likewise radius as the radius of the circumference of the flanges 22.
  • buoyancy elements are 8 in number, they form angular portions having a flat side face 21b in contact with the lateral separation elements 23a on the inner surface of the flanges 22 , also having a flat surface abutting on the other separating element 23b on the inner face of the flange 22 and finally having an opposite side face of circular portion 21c in cross section bearing against the cylindrical walls of the sleeves 23c-23d.
  • each block would have two opposite side surfaces having the same shape of circular portion in cross section, circular portion section bearing against each two lines 3-1,3-2 side by side between which the block of syntactic foam 21 is introduced.
  • the thickness 23c of the wall of the sheath 23-3,23-4 is greater than the thickness 23d of the wall of the sheath 23-1,23-2, such that the outer rays R of the walls of the two sheaths are identical and correspond to the internal diameter of the circular portion 21c of the buoyancy elements 21 applied against the walls of the sleeves, as shown on the figure 7 .
  • the buoyancy elements are locked between two flanges 22 by tie rods 24 connecting the two flanges 22 and providing prestressing of the buoyancy elements 21 between two flanges 22, and by strapping elements 26.
  • All the buoyancy elements of the same module 20 have an identical length so that once the module 20 assembled, the two outer faces of the flanges 22 of said module are parallel to each other.
  • a rubber plate 25a advantageously inserted between each of the buoyancy elements 21 and its housing 22a in the flange 22, a rubber plate 25a, of preferably of high stiffness neoprene, for example Shore hardness between A50 and A95 and 3 to 15 mm thick, so as to improve the isostaticity of the distribution of buoyancy forces and their transfer to the upper module.
  • neoprene plates 25b preferably of identical characteristics to the plates 25a, are placed outside the flanges, said plates 25b being inserted between two adjacent buoyancy modules 20.
  • FIG. 3A On the figure 3A the towing and hoisting of a tower 3, the buoyancy of which is evenly distributed along the tower 3 for its towing, is shown, the modules 20 being pre-assembled 20a, here 3 by 3 and interconnected at 31 by cables 30, a cable 30 being secured to one end of the upper support structure 4a and at the bottom of a fixed floating element on the lower structure 5.
  • the buoyancy modules 20 grouped by 3 can not move axially beyond a constant distance given by the cables 30 between the different groups of buoyancy modules 20. This ensures a buoyancy distributed over the entire length of the tower 30 when it is towed on the surface by at least one vessel 10-1, 10-2 using cables 15-1 connected to the upper structure 4a.
  • This configuration is interesting for very deep, because it allows to use syntactic foam of lower quality, because the deepest elements are at a depth H2 and not at the depth
  • This configuration further illustrates the difference of the device according to the invention with respect to the device of the prior art, described inter alia in FIG. WO-2006-136960 wherein each of the buoyancy modules is rigidly connected to the central tendon.
  • the buoyancy modules 20 due to their sliding along the tendons 4 and 3-1,3-4 conduits transfer all of their IF buoyancy to the upper structure 4a.
  • no compression force is transmitted to the central tendon 4 by the upper structure 4a, the latter supporting the entirety of the total weight of the pipes in suspension.
  • TR resultant traction
  • T1 TR - ( ⁇ F -Pt)], ie [(10 to 50% x Pt) - (2 to 10% x Pt)].
  • the foundation 11 must take a resultant traction T R which is also exerted on the float at the top 8, namely 10 to 50% x Pt (total weight of the tower).
  • the buoyancy modules 40 are integral with a central tendon 4 at cleats 41.
  • the buoyancy elements 40 transmit their buoyancy F directly to the central tendon 4 by means of the cleats 41 integral with the central tendon.
  • the buoyancy elements 40 provide a total IF buoyancy of 102 to 110% x Pt (total weight of the tower) to allow its towing on the surface.
  • the buoyancy modules 40 do not contribute any more to the buoyancy of the tower.
  • the central tendon 4, at the upper latch 41 is subjected to upward traction equal to F.
  • This upward traction F is transmitted to the level of the cleat located just in underneath: - the central tendon is then subjected to an upward pulling force equal to 2F, which is thus transmitted step by step to the last stop and to the foundation 11 which are then subjected to traction equal to ⁇ F to the top.
  • Pt weight of the tower
  • the upper portion of the tendon 4 located just below the upper structure 4-1 is subjected to a resultant compressive force substantially equal to Pt - F. And thus, the vertex 8-1 must bring an equal buoyancy T1 at T R + (Pt - F).
  • the foundation 11a must take up all the tractions which are exerted on the vertical tendon 4, along its height, namely the resulting tension T R is equal to 50% x Pt at the top of the tower, added total float F (IF), (TR + IF).
  • the foundation 11a must therefore recover from 112 to 160% x Pt, while according to the present invention, the float 8 at the top provides a clean buoyancy T1 [(T R - ( ⁇ F - Pt)] is (8 to 58% x Pt) and that the foundation 11 must take only the resulting tension T R at float 8, namely 10 to 50% of Pt.
  • the float at the top 8 according to the invention must therefore provide a much lower buoyancy than according to the prior art and the foundation 11 according to the present invention must also take a tensioning force much less than that of the prior art.
  • the total weight of the tower is deduced from the buoyancy provided by any fixed fixed buoyancy elements integrated in certain elements of the structure of the tower, namely the weight of the upper structure 4a, that of the lines 3-1,3-4 suspended to the upper carrier structure 4a including the weight of the gooseneck devices 7-1,7-2, the lower bends 3a and the automatic connectors 9a-9b, and that of the flexible foot joint 5a and said lower structure 5, but deduction made of the possible buoyancy provided by the integrated fixed buoyancy elements such as, where appropriate, at the level of said goosenecks, said upper structures 4a and lower 5, said automatic connectors 9a-9b and said flexible joint 5a.
  • the tower is able to remain vertical in the absence of the vertex tensioning float 8, as shown in FIGS. figures 2 and 3A , whereas in the prior art, said float must be permanently present to prevent compression of the central tendon.
  • This arrangement is particularly interesting for the installation phase and for the maintenance of the system, because in the event of an incident on said head float 8, as shown in FIG. figure 2 Simply bleed the vertical lines and flexible lines, disconnect the hoses from the FPSO and keep them sub-surface thanks to a small buoy connected to a dead body, so as to reduce considerably the horizontal force, so the angle ⁇ of the tower. Due to the additional buoyancy of the tower alone, the latter remains substantially vertical, and it is then possible to disconnect said head float to repair, for example, a buoyancy compartment that would show a leak, so a loss of buoyancy.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
  • Supercharger (AREA)

Description

  • La présente invention concerne une installation de liaison fond-surface entre une pluralité de conduites sous-marines reposant au fond de la mer et un support flottant en surface, comprenant une tour hybride dite multi-riser, constituée d'une pluralité de conduites flexibles reliées chacune à une conduite rigide montante, ou riser vertical, dont l'extrémité inférieure est reliée à une conduite sous-marine reposant sur le fond de la mer.
  • Le secteur technique de l'invention est plus particulièrement le domaine de la fabrication et de l'installation de colonnes montantes (« riser ») de production pour l'extraction sous-marine de pétrole, de gaz ou autre matériau soluble ou fusible ou d'une suspension de matière minérale à partir de tête de puits immergé jusqu'à un support flottant, pour le développement de champs de production installés en pleine mer au large des côtes. L'application principale et immédiate de l'invention étant dans le domaine de la production pétrolière.
  • Le support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courants, des vents et de la houle. Il comporte aussi en général des moyens de stockage et de traitement du pétrole ainsi que des moyens de déchargement vers des pétroliers enleveurs, ces derniers se présentant à intervalle régulier pour effectuer l'enlèvement de la production. L'appellation courante de ces supports flottants est le terme anglo-saxon "Floating Production Storage Offloading" (signifiant "moyen flottant de stockage, de production et de déchargement") dont on utilise le terme abrégé "FPSO" dans l'ensemble de la description suivante.
  • On connaît des dispositifs de liaisons fond-surface d'une conduite sous-marine reposant au fond de la mer, et un support flottant en surface, du type tour hybride multi- riser comprenant :
    1. 1) une tour comprenant :
      1. a) un tendon vertical solidaire à son extrémité supérieure d'une structure porteuse suspendue à un flotteur dénommé flotteur au sommet immergé en sub-surface, de préférence par l'intermédiaire d'une chaine ou câble, ledit tendon étant solidaire à son extrémité inférieure à une structure inférieure de guidage et à une embase reposant au fond de la mer ou une ancre fondation de préférence du type ancre à succion enfoncée au fond de la mer, de préférence par l'intermédiaire d'une articulation flexible, et
      2. b) une pluralité de conduite rigide verticale dénommé riser dont l'extrémité supérieure est solidaire de ladite structure porteuse, l'extrémité inférieure de chaque dite conduite rigide ou riser étant reliée à une dite conduite sous-marine reposant au fond de la mer, de préférence par l'intermédiaire de connecteurs automatique entre lesdites extrémités inférieures des riser et extrémités des conduites sous-marine, et de préférence par l'intermédiaire de manchettes coudées et/ou de conduites de jonction,
      3. c) une pluralité de moyens de guidage desdits risers, lesdits moyens de guidage ainsi que ladite structure inférieure de guidage étant aptes à maintenir lesdits risers disposés autour dudit tendon, de préférence régulièrement et symétriquement répartis autour dudit tendon, et
      4. d) des éléments de flottabilité coopérant avec ledit tendon, répartis le long dudit tendon, de préférence des éléments de flottabilité résistants à la pression hydrostatique sous-marine, de préférence encore des éléments de flottabilité en mousse syntactique, et
    2. 2) une pluralité de conduites de liaison de préférence des conduites de liaison flexible entre les extrémités supérieures desdits risers et le support flottant, de préférence encore desdites conduites flexibles en forme de chaînettes plongeantes, lesdites conduites flexibles étant reliées à l'extrémité supérieure desdits risers par l'intermédiaire de dispositifs de type col de cygne.
  • Lesdites conduites de liaison prennent, le cas échéant, de par leur propre poids la forme d'une courbe en chaînette plongeante, c'est-à-dire descendant largement en dessous de l'extrémité supérieure du riser pour remonter ensuite jusqu'au support flottant.
  • Plus particulièrement, dans WO 00/49267 de la demanderesse, on a décrit une tour hybride multiple comportant un système d'ancrage avec un tendon vertical constitué soit d'un câble, soit d'une barre métallique, soit encore d'une conduite tendue à son extrémité supérieure par un flotteur. L'extrémité inférieure du tendon est fixée à une embase reposant au fond. Ledit tendon comporte des moyens de guidage répartis sur toute sa longueur à travers lesquels passe une pluralité de dits risers verticaux. Ladite embase peut être posée simplement sur le fond de la mer et rester en place par son propre poids, ou rester ancrée au moyen de piles ou tout autre dispositif propre à la maintenir en place. Dans WO 00/49267 , l'extrémité inférieure du riser vertical est apte à être connectée à l'extrémité d'une manchette coudée, mobile, entre une position haute et une position basse, par rapport à ladite embase, à laquelle cette manchette est suspendue et associée à un moyen de rappel la ramenant en position haute en l'absence du riser. Cette mobilité de la manchette coudée permet d'absorber les variations de longueur du riser sous les effets de la température et de la pression du fluide le parcourant. En tête du riser vertical, un dispositif de butée, solidaire de celui-ci, vient s'appuyer sur le guide support installé en tête du flotteur et maintient ainsi la totalité du riser en suspension.
  • La liaison avec la conduite sous-marine reposant sur le fond de la mer est en général effectuée par une portion de conduite en forme de queue de cochon ou en forme de S, ledit S étant alors réalisé dans un plan soit vertical soit horizontal, la liaison avec ladite conduite sous-marine étant en général réalisée par l'intermédiaire d'un connecteur automatique.
  • Le tendon vertical est relié à son extrémité inférieure à l'embase par une articulation flexible de type à butée lamifiée commercialisée par la Société TECHLAM France ou du type roto-latch®, disponible chez OILSTATES USA, connu de l'homme de l'art.
  • Ce mode de réalisation comprenant une multiplicité de risers maintenus par une structure centrale comportant des moyens de guidage est intéressant lorsque l'on peut pré-fabriquer à terre l'intégralité de la tour, avant de la remorquer en mer, puis une fois sur site, la cabaner en vue de sa mise en place définitive.
  • De plus, le pétrole brut cheminant sur de très grandes distances, plusieurs kilomètres, on doit leur fournir un niveau d'isolation extrême et très coûteux pour, d'une part minimiser l'augmentation de viscosité qui conduirait à une réduction de la production horaire des puits, et d'autre part d'éviter le blocage du flot par dépôt de paraffine, ou formation d'hydrates de gaz dès lors que la température descend aux alentours de 30-40°C. Ces derniers phénomènes sont d'autant plus critiques, particulièrement en Afrique de l'Ouest, que la température du fond de la mer est de l'ordre de 4°C et que les pétroles bruts sont de type paraffiniques. Il est donc souhaitable que les liaisons fond-surface soient soigneusement isolées sur toute leur longueur.
  • On connaît le développement du champ de Girassol réalisé en 1997-1999 au large des côtes angolaises par la demanderesse, dans lequel on a recherché à isoler les conduites de pétrole brut avec une mousse syntactique jouant aussi le rôle de flottabilité. Pour ce faire, la technique utilisée est similaire à celle décrite dans WO-2006-136960 et WO-2008-056185 qui est considéré comme l'état de la technique le plus proche, et qui consiste à suspendre les extrémités supérieures de conduites à une structure supérieure porteuse et à solidariser une pluralité de modules de flottabilité ou d'isolation-flottabilité, au tendon central, par l'intermédiaire d'une pluralité d'éléments de structure solidaires du tendon et jouant aussi le rôle de guidage des diverses conduites verticales, leur permettant ainsi de s'allonger librement vers le bas lorsqu'elles sont pressurisées ou/et soumise à une température élevée (pétrole brut en provenance des puits).
  • Les différents éléments de structure et éléments de flottabilité sont régulièrement espacés sur toute la longueur du tendon vertical, ce qui permet de remorquer la tour en mer, laquelle flotte grâce à ses éléments de flottabilité ainsi répartis sur toute sa longueur.
  • Dans le cas du projet Girassol, la double fonction demandée à la mousse syntactique, c'est-à-dire flottabilité plus isolation crée un problème de tenue dans le temps, car si de telles mousses tiennent correctement d'une part à la pression de fond qui est sensiblement de 100 bars par tranche de 1000 m d'eau, et d'autre part à la température maximale souhaitée, elles sont en fait sensibles à la combinaison de la pression maximale associée à la température maximale, et des dégradations très importantes de leurs performances thermiques et de flottabilité. De ce fait, on recherche à dissocier les deux fonctions, et l'on préfère utiliser d'une part une flottabilité de type mousse syntactique et une isolation de type PiP, telle que décrite dans les brevets antérieurs au nom de la demanderesse, ou encore de type gel ou de type matériau à changement de phase tel que décrit dans les brevets antérieurs au nom de la demanderesse. La mousse syntactique de flottabilité sert ainsi à assurer la flottabilité de la tour lors de son remorquage sur site et lors de son cabanage, mais elle ne peut pas être prise en compte intégralement dans sa configuration verticale opérationnelle et doit être assistée par un flotteur au sommet de volume considérable situé au sommet de ladite tour, comme expliqué ci-après.
  • En effet, comme détaillé dans WO-2006-136960 , chacun des modules de flottabilité 220 (figure 2) transfère au tendon central 200 une force verticale 219 dirigée vers le haut par le biais d'un élément de structure de guidage et de transfert de charge 212 solidaire du tendon. Ainsi, en phase de remorquage, le total des forces de traction verticales additionnées des différents modules de flottabilité 219 correspond au moins au poids total déjaugé P de la tour complète pour que la tour flotte naturellement en affleurant à la surface de l'eau. Après cabanage, le tendon central est disposé verticalement et les forces de traction verticales 219 de chacun des différents modules sont transférées par le tendon de sorte que la traction exercée sur le point d'attache d'un module de flottabilité donné sur le tendon, correspond à la flottabilité du module concerné additionné de celle des modules qui lui sont situés au-dessus. Au total, l'extrémité inférieure du tendon subit une traction égale à la somme des tractions individuelles F de chacun des modules. Il en résulte que la fondation à la base du tendon doit reprendre une tension correspondant à n X F, si « n » modules de flottabilité sont solidaires du tendon, exerçant chacun une flottabilité F.
  • Inversement, la structure porteuse supérieure de la tour est soumise à une force de compression 218 correspondant au poids propre de la tour, comprenant le poids de la structure porteuse supérieure et le poids de l'ensemble des conduites en suspension porté par ladite structure. Il est donc nécessaire de mettre en oeuvre au sommet de la tour un flotteur 8-1 exerçant une traction sur la structure porteuse T1 = Pt-F, « Pt » étant le poids total de la tour et « F » étant la traction exercée par le seul dernier module supérieur pour la structure porteuse supérieure de la tour.
  • Il en résulte qu'en pratique, le mode de réalisation décrit dans WO 2006/13696 requiert la mise en oeuvre de fondations et de flotteurs au sommet d'importance considérable qui rendent le procédé très coûteux.
  • Enfin, les niveaux de contrainte de compression sont tels qu'il en résultera un flambage latéral du tendon central sur la quasi-totalité de la hauteur dudit tendon central, quelque soient les caractéristiques mécaniques dudit tendon.
  • WO 2004/051051 décrit une installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-risers, comprenant des modules de flottabilité coulissant le long desdits risers et d'un tendon central, dépourvu de structure inférieure de guidage apte à maintenir lesdits risers disposés autour dudit tendon.
  • Le but de la présente invention est donc fournir une installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser amélioré, en particulier qui ne requiert pas la mise en oeuvre de flotteurs au sommet, ni de fondation devant reprendre respectivement tout le poids de la tour pour le flotteur au sommet et la totalité de la flottabilité exercée sur la tour en ce qui concerne la fondation de la tour d'une part, et d'autre part, qui ne requiert pas la mise en oeuvre de tendon central vertical devant également subir des contraintes de compression risquant d'entraîner un flambage latéral dudit tendon central.
  • Pour ce faire, la présente invention fournit une tour hybride multi-riser comprenant :
    1. 1) une tour comprenant :
      1. a) un tendon vertical solidaire à son extrémité supérieure d'une structure porteuse apte à être suspendue à un flotteur dénommé flotteur au sommet immergé en subsurface, de préférence par l'intermédiaire d'une chaine ou câble, ledit tendon étant solidaire à son extrémité inférieure à une structure inférieure de guidage et étant apte à être fixé à une embase reposant au fond de la mer ou une ancre fondation de préférence du type ancre à succion enfoncée au fond de la mer, de préférence par l'intermédiaire d'une articulation flexible,
      2. b) une pluralité de conduite rigide verticale dénommé riser dont l'extrémité supérieure est solidaire de ladite structure porteuse, l'extrémité inférieure de chaque dite conduite rigide ou riser étant apte à être reliée à une conduite sous-marine reposant au fond de la mer, de préférence par l'intermédiaire de connecteurs automatiques entre lesdites extrémités inférieures des riser et extrémités des conduites sous-marine, et de préférence par l'intermédiaire de manchettes coudées et/ou de conduites de jonction,
      3. c) une pluralité de moyens de guidage desdits risers, lesdits moyens de guidage ainsi que ladite structure inférieure de guidage étant aptes à maintenir lesdits risers disposés autour dudit tendon, de préférence régulièrement et symétriquement répartis autour dudit tendon, et
      4. d) des éléments de flottabilité coopérant avec ledit tendon, répartis le long dudit tendon, de préférence des éléments de flottabilité résistants à la pression hydrostatique sous-marine, de préférence encore des éléments de flottabilité en mousse syntactique,
    caractérisée en ce que ladite tour comprend une pluralité de modules de flottabilité et de guidage constituant une pluralité de structures indépendantes aptes à coulisser le long dudit tendon et le long desdits risers, ladite structure supportant lesdits éléments de flottabilité et guidant lesdits risers en position de préférence régulièrement et symétriquement répartis autour dudit tendon.
  • On entend par « vertical » que lorsque la mer est calme et que l'installation est au repos, les flexibles de liaison vers le FPSO n'étant pas installés, le tendon et les risers sont disposés verticalement, étant entendu que la houle, et les mouvements du support flottant et/ou des conduites flexibles peuvent provoquer des débattement de la tour dans un angle au sommet de préférence limité à 10-15°, en particulier du fait de la mise en oeuvre d'une articulation flexible de type roto-latch® au pied du tendon, au niveau de son point de fixation à ladite embase ou ancre.
  • Lesdits modules et donc lesdits éléments de flottabilité coulissent le long du tendon en dessous de ladite structure porteuse et sont retenus à l'extrémité supérieure desdits risers et tendon par ladite structure porteuse. Ainsi le tendon est en tension sensiblement uniforme, en négligeant le différentiel de tension dû à son propre poids, sur toute sa hauteur, dans la mesure où la tension créée par la somme des flottabilités des différents modules est transférée au sommet du tendon par l'intermédiaire de ladite structure porteuse contre laquelle vient bien buter le module de flottabilité supérieure, les autres modules étant plaqués les uns dessous et contre les autres.
  • Il en résulte que le flotteur et l'ancre de succion selon la présente invention doivent exercer et respectivement reprendre une tension inférieure à celle requise dans l'art antérieur et notamment inférieure au poids total de la tour.
  • Dans la présente invention, la tour est capable de rester verticale en l'absence du flotteur de tensionnement au sommet, alors que dans l'art antérieur, ledit flotteur doit être présent en permanence pour éviter toute mise en compression du tendon central. Cette disposition est particulièrement intéressante pour la phase d'installation et pour la maintenance du système,
  • Dans l'art antérieur, le flotteur de tête et la fondation doivent exercer, respectivement reprendre une tension bien supérieure au poids total de la tour.
  • En effet, si l'on considère que les conduites flexibles en configuration de chaînettes exercent sur le sommet de la tour une tension horizontale proportionnelle à leur masse linéaire, cette tension horizontale a tendance à faire pencher la tour dans un cône de demi-angle au sommet α. Pour limiter cet angle α et contenir la tour dans un cône de demi-angle au sommet α de 5 à 15°, de préférence de 3 à 5°, on devrait exercer une tension verticale résultante vers le haut au niveau du flotteur de tête TR correspondant en pratique à 10 à 50% du poids total de la tour Pt, selon le poids propre desdites conduites flexibles et selon la raideur voulue du système. Ainsi pour des mers peu agitées et des conduites flexibles relativement légères autorisant des excursions de la structure supérieure avec un angle au sommet de la tour par rapport à la verticale dans un cône d'angle au sommet de 5 à 8°, une tension résultante TR de 10% du poids de la tour sera suffisante, tandis que pour des conduites flexibles relativement lourdes et des excusions au sommet réduites avec un angle au sommet du cône d'excursion inférieur à 5°, la tension résultante TR pourra s'élever jusqu'à 50% du poids total de la tour.
  • Par ailleurs, une flottabilité totale ΣF de 102 à 110% de l'ensemble des modules de flottabilité est nécessaire pour maintenir émergée environ 2 à respectivement 10% du volume de la tour lorsque celle-ci est remorquée en surface, de façon à ce que la tour puisse être recouverte par la houle et être soumise à moins de contraintes mécaniques notamment de torsion et de flexion lors du remorquage sur site. Ainsi, selon l'invention, la force de traction ou flottabilité additionnelle T1 apportée par le flotteur au sommet devra-t-elle correspondre à la tension résultante voulue TR augmentée du différentiel entre la flottabilité cumulée ΣF et le poids de la tour Pt [T1 = TR + (ΣF-Pt)].
  • En revanche, dans l'art antérieur selon WO 2006/136960 , le flotteur de tête doit exercer une flottabilité propre beaucoup plus élevée (T1 = TR + Pt) correspondant à ladite tension résultante TR de 10 à 50% du poids de la tour additionnée de la contrainte de compression qui s'exerce sur le tendon central au niveau de la structure supérieure au sommet de la tour, ce qui correspond à reprendre au moins l'intégralité du poids propre de la tour Pt. La flottabilité propre T1 du flotteur de tête selon l'art antérieur représente alors au moins environ 110 à 150% du poids total de la tour additionné du surcroît de flottabilité prévu pour le remorquage sur site (ΣF-Pt).
  • De même, dans l'art antérieur la fondation doit reprendre la traction exercée par la poussée verticale cumulée de l'ensemble des éléments de flottabilité ΣF s'exerçant directement sur le tendon central, additionnée de la tension résultante TR voulue au niveau du flotteur de tête. Dans la mesure où ΣF est supérieur au poids de la tour pour assurer le transport en surface, la fondation doit reprendre une tension représentant environ au moins 110 à 150% du poids total de la tour.
  • En revanche, selon la présente invention, la fondation n'est soumise qu'à la force résultante TR s'exerçant au niveau du flotteur de tête, à savoir 10 à 50% du poids total de la tour, dans la mesure où le poids total de la tour est repris directement par l'ensemble des modules de flottabilité, ces derniers exerçant une poussée verticale vers le haut directement sur la sous-face de ladite structure porteuse.
  • Plus particulièrement donc, l'ensemble des modules de flottabilité apportent une flottabilité cumulée ΣF représentant une force de traction d'intensité supérieure au poids total de la tour Pt, de préférence de 102 à 110% du poids total de la tour, et ledit flotteur au sommet apporte une flottabilité propre T1 telle que [T1 = TR - (ΣF - Pt)], et ladite fondation doit reprendre au moins la traction résultante TR au sommet de la tour, TR représentant la tension résultante verticale vers le haut au niveau du flotteur au sommet égale à 5 à 50% du poids total de la tour Pt, de préférence de 10% à 20% du poids total de la tour.
  • Plus particulièrement, lesdits modules de flottabilité et de guidage s'étendent sur une longueur de 2 à 20 m et sont au nombre d'au moins 50, de préférence 50 à 500 modules de flottabilité pour une tour d'au moins 1 000 m de hauteur.
  • Dans un premier mode de réalisation, les différents modules de flottabilité s'étendent sur toute la hauteur de la tour.
  • Dans un mode de réalisation préféré, ladite pluralité de modules de flottabilité et de guidage disposés les uns contre les autres couvrent pas plus de 75%, de préférence moins de 50% de la longueur de la tour entre ladite structure porteuse au sommet et la structure inférieure de guidage solidaire du tendon.
  • Pour ce faire, il suffira le cas échéant de sur-dimensionner le diamètre de l'ensemble des éléments de flottabilité en section transversale de façon à pouvoir réduire la dimension desdits éléments de flottabilité dans la direction longitudinale.
  • Ainsi, il est possible de mettre en oeuvre des éléments de flottabilité moins coûteux qui ne résisteraient pas à une pression hydrostatique à une profondeur d'eau en dessous de la profondeur à laquelle arrive le dernier module ou module inférieur.
  • Avantageusement, les différents modules de flottabilité et de guidage sont liés les uns aux autres par des liens aptes à empêcher que le premier module ne s'écarte de ladite structure porteuse et que deux modules consécutifs ne s'écartent plus que d'une distance maximale donnée de préférence identique entre les différents modules et, lesdits liens étant de longueur telle que les différents modules se répartissent de manière sensiblement uniforme sur toute la longueur de la tour entre lesdites structure porteuse et structure inférieure, le premier module étant lié au niveau de ladite structure porteuse et le dernier module arrivant au niveau de ladite structure inférieure, lorsque ladite tour flotte à la surface de la mer étant remorquée par un navire, et lesdits liens n'empêchant pas lesdits modules de coulisser vers le haut lorsque ladite tour est cabanée et mise en position verticale d'opération dans une dite installation de liaison fond-surface.
  • Dans un autre mode de réalisation les différents modules ne sont pas liés les uns aux autres et couvrent la totalité de la longueur de la tour entre ladite structure porteuse ladite structure inférieure de guidage.
  • Dans un mode de réalisation avantageux, chaque module de flottabilité et de guidage comprend deux flasques, liés l'un à l'autre par des tirants, et desdits éléments de flottabilité cylindriques bloqués et maintenus en position entre et par lesdits deux flasques , formant de préférence un module présentant une section transversale circulaire, chaque flasque comportant un orifice central et des orifices périphériques, lesdits orifices périphériques et lesdits éléments de flottabilité étant de préférence de même forme et disposés autour dudit orifice central de préférence régulièrement et symétriquement répartis autour dudit orifice central, lesdits orifices formant des fourreaux aptes à être traversés par desdits risers et un dit tendon permettant ainsi le guidage en coulissement desdits modules.
  • On comprend que les deux flasques sont espacés l'un de l'autre dans la direction longitudinale du tendon et que ladite section transversale correspond à une section transversale perpendiculaire à ladite direction longitudinale du tendon, et que ladite section circulaire du module correspond à une section circulaire des flasques et de l'ensemble des éléments de flottabilité assemblés les uns contre les autres entre les deux flasques.
  • Ce mode réalisation permet de contribuer à un transfert de charge de flottabilité desdits éléments de flottabilité dans leur ensemble isostatique, c'est-à-dire le plus homogène sur toute la section transversale des flasques et de faciliter la fabrication et la pose desdits éléments de flottabilité.
  • De préférence, chaque flasque comprend une pluralité de parties de flasque fixées les unes aux autres, de préférence au moins autant de parties de flasques que de dits orifices périphériques, chaque partie de flasque étant apte à bloquer et maintenir l'extrémité longitudinale d'un dit élément de flottabilité cylindrique.
  • Ce mode réalisation contribue à limiter le nombre de pièces différentes devant être moulées, et à faciliter davantage encore la fabrication et la pose desdits flasques et éléments de flottabilité tout en conservant l'isostaticité du transfert de charge desdits éléments de flottabilité sur les flasques.
  • De préférence encore, lesdits modules comportent des premiers éléments élastiques intercalés, de préférence sous forme de plaques, entre les extrémités longitudinales desdits éléments de flottabilités et lesdits flasques au moins à une dite extrémité longitudinale du module et de préférence aussi des seconds éléments élastiques sur les faces externes d'au moins un des deux flasques, de préférence sous forme de plaques, de manière à améliorer l'isostaticité de la répartition des forces de flottabilité et de leur transfert entre deux modules consécutifs.
  • La présente invention fournit également une installation de liaison fond-surface entre une pluralité de conduites sous-marines reposant au fond de la mer et un support flottant en surface, comportant :
    1. 1) une tour conforme à l'invention, et
    2. 2) une pluralité de conduites de liaison de préférence des conduites de liaison flexible entre les extrémités supérieures desdits risers et le support flottant, de préférence encore desdites conduites flexibles en forme de chaînettes plongeantes, lesdites conduites flexibles étant reliées à l'extrémité supérieure desdits risers par l'intermédiaire de dispositifs de type col de cygne.
  • La présente invention a également pour objet un module de flottabilité et de guidage d'une tour selon l'invention, tel que défini ci-dessus.
  • La présente invention fournit également un procédé de remorquage en mer d'une tour et mise en place dans une installation selon l'invention, caractérisé en ce que ladite de tour flotte en surface lorsqu'elle est remorquée par au moins un navire de surface, lesdits modules de flottabilité et de guidage étant répartis sur toute sa longueur, de préférence régulièrement répartis et espacés les uns des autres et après cabanage de la tour lesdits modules de flottabilité et de guidage coulissent vers le haut jusqu'à être plaqués les uns dessous et contre les autres, de préférence sur une partie seulement de la hauteur de la tour.
  • D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention ressortiront mieux à la lumière de la description détaillée qui va suivre, faite de manière illustrative et non limitative, en référence aux dessins sur lesquels :
    • la figure 1 est une vue de côté d'une installation de liaison fond-surface 1 selon l'invention comportant un tendon central 4 et au moins deux conduites rigides verticales de type Riser 3-1,3-2 en suspension, l'ensemble étant maintenu en position sensiblement verticale par une flottabilité répartie sur toute la hauteur de la tour, ainsi que par un flotteur 8 solidaire du sommet de la tour, une pluralité de flexibles 6-1,6-2 reliant les extrémités supérieures desdits Risers en tête de ladite tour à un FPSO ancré en surface à proximité,
    • la figure 2 représente en vue de côté la tour en cours d'installation ou de maintenance, le flotteur de tête n'étant pas installé,
    • la figure 3 représente en vue de côté le remorquage de la tour sur site, ainsi que son cabanage et son raccordement à une pile de fondation 11 de type ancre à succion,
    • la figure 3A représente une variante de la tour de la figure 3, dans laquelle les modules de flottabilité sont sensiblement uniformément répartis le long de la tour pour le remorquage, mais espacés les uns des autres en position de remorquage, se rassemblent dans la partie haute de la tour, par simple coulissement le long du tendon central, lors du cabanage, sur une hauteur H2 d'environ 50% de la hauteur de la tour,
    • les figures 4A-4B représentent en vue de côté une tour selon l'art antérieur, sans flotteur (4A) et avec flotteur (4B),
    • les figures 5A et 5B représentent en vue de côté d'une tour selon l'invention, équipée de modules de flottabilité coulissant le long dudit tendon central vertical (figure 5A) et sans les modules (figure 5B),
    • la figure 6 représente une vue en perspective d'une coupe de la tour selon un plan perpendiculaire à son axe, ladite tour étant en position verticale,
    • la figure 7A représente une vue en perspective d'un module de flottabilité selon l'invention sans ses éléments de flottabilité,
    • la figure 7 représente une vue en perspective de deux modules de flottabilité identiques accolés l'un contre l'autre, avec des éléments de flottabilité en cours de pose dans l'un des modules,
    • la figure 8 représente une vue en perspective d'un flasque de guidage de conduites d'un module de flottabilité selon l'invention, vu de l'extérieur, c'est-à-dire vu du plan d'interface avec un module de flottabilité voisin,
    • la figure 9 représente une vue en perspective du flasque de guidage de la figure 8, vu de l'intérieur, c'est-à-dire du côté du plan d'interface avec les éléments de flottabilité en mousse syntactique maintenus par ledit flasque de guidage à chaque extrémité.
  • Dans la figure 1 on a représenté une installation de liaison fond-surface 1 reliant deux conduites sous-marines 2-1,2-2 reposant sur le fond de la mer 12 à un support flottant de type FPSO 10 amarré par des lignes d'ancre 10a. La liaison fond-surface est constituée d'un tendon vertical central 4 relié à une fondation 11 de type ancre à succion par l'intermédiaire d'une articulation 5a autorisant les débattements de la tour dans un cône d'angle au sommet alpha de préférence inférieur ou égal à 5°. La tour comporte une pluralité de conduites, par exemple quatre conduites 3-1,3-2, comme représenté sur les vues en perspective 6 et 7, réparties de préférence de manière symétrique autour de l'axe ZZ' de la tour, ce dernier étant coaxial avec le tendon central 4. Sur la figure 1, les conduites 3-1,3-2 sont chacune reliées en partie basse à une conduite sous-marine 2-1,2-2 reposant sur le fond de la mer par l'intermédiaire d'une manchette de jonction coudée 2a au moyen de connecteurs automatiques 9a-9b, connus de l'homme de l'art. Ces conduites 3-1,3-2 sont suspendues en tête de la tour à une structure supérieure porteuse 4a solidaire du tendon vertical central 4 et reliées chacune par un col de cygne 7-1,7-2 à l'extrémité d'une conduite flexible 6-1,6-2 reliant lesdits cols de cygne à un FPSO 10. Un flotteur 8 relié par l'intermédiaire d'une chaîne 8a au tendon central 4 exerce une tension verticale complémentaire sur la tour.
  • Comme représenté sur la figure 5, la flottabilité de la tour 3 est assurée par une pluralité de modules de flottabilité 20 coopérant en coulissement avec le tendon central 4. Ces modules de flottabilité 20 décrits ci-après comportent des éléments de guidage 22 dénommés flasques comportant des orifices 23,23-1,23-4, permettant le guidage dudit tendon central et des conduites 3-1,3-2.
  • Chacun des modules de flottabilité 20 coulisse librement d'une part autour du tendon central 4 et d'autre part, autour de chacune des conduites 3-1,3-2 suspendues à la structure porteuse 4a située en tête de la tour. Et, de ce fait l'intégralité de la poussée d'Archimède IF de l'ensemble des modules de flottabilité 20 est directement transmise à la structure supérieure porteuse 4a, cette dernière supportant d'autre part l'intégralité du poids P de la tour. Il en résulte que le flotteur 8 au sommet doit se borner à exercer une tension additionnelle vers le haut égale à environ 10 à 20% du poids total de la tour de manière à exercer un effort de rappel vertical lorsque les conduites de liaison flexibles 6-1,6-2 avec le FPSO sont en place, lesquelles exercent des efforts de rappel horizontal lorsque la mer est agitée. Pour la clarté des explications, les modules de flottabilité 20 sont représentés de manière schématique sur les figures 1 à 3 et sur la figure 5, et de manière plus détaillée sur les figures 6 à 9.
  • Sur la figure 6 on a représenté en perspective une coupe de la tour 1 en position verticale, coupe réalisée au dessus d'un module de flottabilité 20. A l'axe du module de flottabilité 20 se trouve le tendon central 4 et en périphérie, les conduites 3-1,3-2 de type PiP (pipe in pipe) comprenant une conduite externe 3a et incluant une conduite interne de production 3b légèrement excentrée, de manière à laisser la place à une conduite d'injection d'eau ou conduite d'injection de gaz 3c, ainsi que deux conduites d'injection d'eau 3-3,3-4.
  • Sur la figure 7, on a représenté en perspective un tronçon de la tour en position de fabrication, montrant deux modules de flottabilité accolés 20n,20n+1, le module 20n+1 n'étant pas complètement assemblé, deux éléments de flottabilité sous forme de bloc de mousse syntactique 21 étant prêts à être insérés avant que les flasques de blocage de blocage 22 ne soient réunis par des tirants 24 pour contraindre les éléments de flottabilité entre deux flasques 22, assurant ainsi la rigidité d'ensemble dudit module de flottabilité 20.
  • Sur les figures 8 et 9, on a représenté en perspective un flasque 22 de module de flottabilité respectivement en vue externe (figure 8), c'est-à-dire vu du côté de l'interface avec le module de flottabilité adjacent, et en vue interne (figure 9), c'est-à-dire vu du côté de l'interface avec les éléments de flottabilité 21 en mousse syntactique. Le flasque est réalisé de préférence en matière plastique, par exemple en polyéthylène, en polypropylène ou tout autre matériau thermoplastique résistant, chargé ou non. Le flasque 22 est en fait constitué de préférence de plusieurs parties indépendantes 22-1 à 22-4, identiques, assemblées entre elles par simple boulonnage. Les flasques 22 comportent des fourreaux 23-1 à 23-4 n'ayant en général pas le même diamètre, on ajuste le diamètre de chacun des fourreaux 23-1 à 23-4, de manière à ce qu'il soit légèrement supérieur au diamètre de la conduite correspondante et puisse ainsi la laisser coulisser librement. On prévoit ainsi un jeu de 5 à 15 mm, donc un diamètre intérieur du fourreau supérieur de 10 à 30mm au diamètre extérieur de ladite conduite 3a concernée. De même, le fourreau central 23 correspondant au tendon central 4 présentera la même augmentation du diamètre par rapport au diamètre externe dudit tendon.
  • Les éléments de flottabilité 21, tous de même forme cylindrique, viennent s'insérer dans des formes complémentaires 22a de la face interne des flasques 22, comme représenté sur la figure 9, et sont de préférence uniformément répartis à la périphérie du module 20. Sur les figures 7 et 9, on a représenté entre deux conduites adjacentes deux éléments de flottabilité 21 installés côte à côte. Mais, on aurait pu installer un seul élément 21 de section double. La fabrication d'éléments en mousse syntactique de grandes dimensions étant très délicate, on préfère réduire l'épaisseur transversale des divers éléments et donc adopter la configuration représentée sur les figures 7 et 9.
  • Dans chaque module, on introduit ainsi 8 blocs de mousse syntactique 21 de même forme cylindrique dont la forme en section transversale remplit les espaces 22a délimités par les parties de parois cylindriques 23c-23d des fourreaux 23-1 à 23-4 et des éléments de séparation 23a-23b. Les éléments de flottabilité 21 présentent en section transversale une circonférence externe circulaire 21a de même rayon que le rayon de la circonférence des flasques 22. Du fait que ces éléments de flottabilité sont au nombre de 8, ils forment des portions angulaires présentant une face latérale plate 21b au contact des éléments de séparation latéraux 23a sur la surface interne des flasques 22, présentant également une surface plane venant buter sur l'autre élément de séparation 23b sur la face interne du flasque 22 et enfin présentant une face latérale opposée de portion circulaire 21c en section transversale venant en appui contre les parois cylindriques des fourreaux 23c-23d.
  • Si on n'avait prévu d'introduire que quatre blocs de mousse syntactique entre les quatre conduites, on comprend que chaque bloc aurait deux surfaces latérales opposées présentant une même forme de portion circulaire en section transversale, section de portion circulaire venant en appui contre chacune des deux conduites 3-1,3-2 côte à côte entre lesquelles le bloc de mousse syntactique 21 est introduit.
  • Pour n'avoir qu'un seul type d'élément de flottabilité, c'est-à-dire des éléments de flottabilité 21 de même forme, l'épaisseur 23c de la paroi du fourreau 23-3,23-4 est supérieure à l'épaisseur 23d de la paroi du fourreau 23-1,23-2, de telle manière que les rayons externes R des parois des deux fourreaux soient identiques et correspondent au diamètre interne de la portion circulaire 21c des éléments de flottabilité 21 appliqués contre les parois des fourreaux, comme représenté sur la figure 7. Les éléments de flottabilité sont bloqués entre deux flasques 22 par des tirants 24 reliant les deux flasques 22 et assurant une précontrainte des éléments de flottabilité 21 entre deux flasques 22, et par des éléments de cerclage 26.
  • Tous les éléments de flottabilité d'un même module 20 ont une longueur identique de manière à ce qu'une fois le module 20 assemblé, les deux faces externes des flasques 22 dudit module soient parallèles entre elles. Pour pallier à des variations minimes de longueur, on insère avantageusement entre chacun des éléments de flottabilité 21 et son logement 22a dans le flasque 22, une plaque de caoutchouc 25a, de préférence de néoprène de forte raideur, par exemple de dureté Shore comprise entre A50 et A95 et de 3 à 15 mm d'épaisseur, de manière à améliorer l'isostaticité de la répartition des forces de flottabilité et de leur transfert vers le module supérieur. De la même manière et dans le même but, on dispose à l'extérieur des flasques, des plaques de néoprènes 25b, de préférence de caractéristiques identiques aux plaques 25a, lesdites plaques 25b étant insérées entre deux modules de flottabilité 20 adjacents.
  • Sur la figure 3A on a représenté le remorquage et le cabanage d'une tour 3, dont la flottabilité est uniformément répartie le long de la tour 3 pour son remorquage, les modules 20 étant pré-assemblés 20a, ici 3 par 3 et reliés entre eux en 31 par des câbles 30, un câble 30 étant solidaire à une extrémité de la structure supérieure de support 4a et en pied d'un élément flottant fixe sur la structure inférieure 5. Ainsi, pendant tout le remorquage, les modules de flottabilité 20 groupés par 3 ne peuvent pas se déplacer axialement au-delà d'une distance d constante donnée par les câbles 30 entre les différents groupes de modules de flottabilité 20. Ceci assure une flottabilité répartie sur toute la longueur de la tour 30 lorsque celle-ci est remorquée en surface par au moins un navire 10-1,10-2 à l'aide de câbles 15-1 reliés à la structure supérieure 4a. Ensuite, après avoir déconnecté le câble 30 de la structure inférieure 5, lorsqu'on procède au cabanage selon un procédé connu à partir du native 10-2 et d'un câble 15-2 relié à l'extrémité inférieure 5a du tendon 4, laquelle est lestée d'un poids 16, en dévirant le câble 15-2 à partir du navire 10-2. Dès que l'inclinaison de la tour 3 est suffisante, les modules 20, par groupe de 3, auront tendance à glisser le long du tendon central vers le haut et venir en contact les uns contre les autres et se regrouper ainsi vers le sommet de la tour en sous-face de la structure porteuse 4a, les câbles 30 adoptant une forme détendue, lâche. Cette configuration est intéressante pour les très grandes profondeurs, car elle permet d'utiliser une mousse syntactique de moindre qualité, car les éléments les plus profonds se trouvent à une profondeur H2 et non pas à la profondeur H1 du fond de la mer. Cette configuration illustre de plus la différence du dispositif selon l'invention par rapport au dispositif de l'art antérieur, décrit entre autres dans WO-2006-136960 dans lequel chacun des modules de flottabilité est rigidement lié au tendon central.
  • Comme représenté sur la figure 5A selon l'invention, les modules de flottabilité 20, du fait de leur coulissement le long des tendons 4 et conduites 3-1,3-4 transfèrent la totalité de leur flottabilité IF à la structure supérieure 4a. D'autre part, aucune force de compression n'est transmise au tendon central 4 par la structure supérieure 4a, cette dernière supportant l'intégralité du poids total des conduites en suspension. Ainsi, selon la présente invention, la structure supérieure 4a est soumise à une traction résultante (TR = ΣF - Pt) correspondant à la somme des flottabilités des différents modules 20 diminuée du poids total Pt de la tour. En pratique, pour permettre un remorquage de la tour dans des conditions satisfaisantes, il est nécessaire de prévoir que la somme des flottabilités IF représente 102 à 110% du poids total de la tour selon les états de mer.
  • Par ailleurs, il est nécessaire de prévoir un flotteur 8-1 au sommet de manière à ce que la traction résultante TR exercée au sommet de la structure 4a au sommet de la tour 3 corresponde à au moins 10%, en général de 10 à 50% du poids total de la tour Pt, de manière à compenser le poids des conduites flexibles 6-1,6-2 qui lui seront reliées et les forces de rappel horizontales causées par les conduites flexibles en cas de débattement en inclinaison de la tour 3 d'un angle α.
  • Selon la raideur que l'on veut donner au système, on prévoira une résultante de traction apportée par le flotteur pouvant aller jusqu'à 50% du poids total de la tour pour un système à forte raideur, c'est-à-dire avec des conduites flexibles très lourdes et un angle au sommet inférieur à 5° et une résultante de traction verticale représentant environ 10% du poids de la tour pour des conduites flexibles relativement légères et des angles au sommet de l'inclinaison de la tour importants de 5 à 8° par rapport à la verticale.
  • Le flotteur au sommet doit donc apporter une flottabilité propre T1 égale à [T1=TR - (ΣF -Pt)], soit [(10 à 50% x Pt) - (2 à 10% x Pt)].
  • Enfin, selon la présente invention, la fondation 11 doit reprendre une traction résultante TR qui s'exerce également sur le flotteur au sommet 8, à savoir de 10 à 50% x Pt (poids total de la tour).
  • L'art antérieur est représenté en vue de côté sur les figures 4A et 4B. Dans l'art antérieur, les modules de flottabilité 40 sont solidaires d'un tendon central 4 au niveau de taquets 41. Sur la figure 4A, les éléments de flottabilité 40 transmettent leur flottabilité F directement au tendon central 4 par l'intermédiaire des taquets 41 solidaires du tendon central. Dans cette configuration, les éléments de flottabilité 40 apportent une flottabilité totale IF de 102 à 110% x Pt (poids total de la tour) pour permettre son remorquage en surface.
  • En revanche, en position d'opération verticale, les modules de flottabilité 40 ne contribuent quasiment plus à la flottabilité de la tour.
  • Ainsi, sans prendre en considération le poids de la tour, le tendon central 4, au niveau du taquet supérieur 41 est soumis à une traction vers le haut égale à F. Cette traction vers le haut F est transmise au niveau du taquet situé juste en dessous : - le tendon central est alors soumis à une traction résultante vers le haut égale à 2F, laquelle se répercute ainsi de proche en proche jusqu'au dernier taquet et jusqu'à la fondation 11 qui sont alors soumis à une traction égale à ΣF vers le haut. Si maintenant, l'on considère le poids propre des conduites 3-1,3-2,3-3,3-4 et de la structure 4a, il s'exerce alors au niveau de la structure porteuse supérieure 4-1 une force de compression dirigée vers le bas égale à Pt (poids de la tour). Ainsi, la partie supérieure du tendon 4 située juste en dessous de la structure supérieure 4-1 est soumise à une force de compression résultante sensiblement égale à Pt - F. Et ainsi, le flotteur au sommet 8-1 doit apporter une flottabilité T1 égale à TR + (Pt - F).
  • En pratique, pour une tour d'environ 1 000 mètres et en mettant en oeuvre des modules de flottabilité de 2 à 10 m de long, le nombre de modules peut aller de 100 à 400. On peut donc par approximation négliger F et considérer que la flottabilité T1 apportée le flotteur au sommet 8-1 est (TR + Pt) et doit représenter environ 110 à 150% du poids total de la tour.
  • En outre, la fondation 11a doit reprendre la totalité des tractions qui s'exercent sur le tendon vertical 4, le long de sa hauteur, à savoir la tension résultante TR est égale 10 à 50% x Pt au sommet de la tour, additionnée au total des flottabilités F (IF), (TR + IF). La fondation 11a doit donc reprendre de 112 à 160% x Pt, alors que selon la présente invention, le flotteur 8 au sommet apporte une flottabilité propre T1 [(TR - (ΣF - Pt)] soit de (8 à 58% x Pt) et que la fondation 11 doit reprendre seulement la tension résultante TR au niveau du flotteur 8, à savoir 10 à 50% de Pt.
  • Le flotteur au sommet 8 selon l'invention doit donc apporter une flottabilité beaucoup moindre que selon l'art antérieur et la fondation 11 selon la présente invention doit également reprendre une force de tensionnement beaucoup moindre que celle de l'art antérieur.
  • Ainsi, pour Pt = 1000 T, avec 204 modules de flottabilité exerçant une traction unitaire de F = 5 Tonnes, ΣF = 1020 T et avec une tension verticale au sommet R = 20% du poids de la tour, soit 200 T, la fondation 11a de l'art antérieur est soumise à la force globale (ΣF + TR), soit 1200 T et le flotteur 8-1 de tête doit présenter une flottabilité d'environ 1200 T également.
  • En revanche selon l'invention, la flottabilité propre du flotteur en tête est de [T1 = TR - (ΣF - Pt)], soit d'environ 180 T et la fondation 11 n'est soumise sensiblement qu'à la seule force de tensionnement de rappel TR de 200 T, soit des forces de flottabilité de flotteurs T1 et de reprise de tensionnement par la fondation (TR) environ 6 fois moindre que dans l'art antérieur.
  • Dans la description de la présente invention, on entend par poids total de la tour déduction faite de la flottabilité apportée par des éléments de flottabilité fixes éventuels intégrés à certains éléments de la structure de la tour, à savoir le poids de la structure supérieure 4a, celui des conduites 3-1,3-4 suspendues à la structure supérieure porteuse 4a incluant le poids des dispositifs du type col de cygne 7-1,7-2 , celui des manchettes coudées inférieures 3a et des connecteurs automatiques 9a-9b, ainsi que celui de l'articulation flexible de pied 5a et ladite structure inférieure 5, mais déduction faite de la flottabilité éventuelle apportée par les éléments de flottabilité fixes intégrés tel que le cas échéant, au niveau desdits cols de cygne, desdites structures supérieure 4a et inférieure 5, desdits connecteurs automatiques 9a-9b et de ladite articulation flexible 5a.
  • Dans la présente invention, la tour est capable de rester verticale en l'absence du flotteur de tensionnement au sommet 8, comme représenté sur les figures 2 et 3A, alors que dans l'art antérieur, ledit flotteur doit être présent en permanence pour éviter toute mise en compression du tendon central. Cette disposition est particulièrement intéressante pour la phase d'installation et pour la maintenance du système, car en cas d'incident sur ledit flotteur de tête 8, comme représenté sur la figure 2, il suffit de purger les conduites verticales et les conduites flexibles, de déconnecter les flexibles du FPSO et de les maintenir en sub-surface grâce à une petite bouée reliée à un corps mort, de manière à réduire considérablement l'effort horizontal, donc l'angle α de la tour. De par le surcroit de flottabilité de la tour seule, cette dernière reste sensiblement verticale, et il est alors possible de déconnecter ledit flotteur de tête pour réparer, par exemple, un compartiment de flottabilité qui présenterait une fuite, donc une perte de flottabilité.

Claims (10)

  1. Tour du type hybride multi-riser comprenant :
    a) un tendon vertical (4) solidaire à son extrémité supérieure d'une structure porteuse (4a) apte à être suspendue à un flotteur dénommé flotteur au sommet (8) immergé en subsurface, de préférence par l'intermédiaire d'une chaine ou câble (8a), ledit tendon étant solidaire à son extrémité inférieure à une structure inférieure de guidage (5) et étant apte à être fixé à une embase reposant au fond de la mer ou une ancre fondation de préférence du type ancre à succion (11) enfoncée au fond de la mer, de préférence par l'intermédiaire d'une articulation flexible (5a),
    b) une pluralité de conduites rigides verticales (3-1,3-2) dénommées risers, l'extrémité supérieure de chaque conduite ou riser étant solidaire de ladite structure porteuse (4a), l'extrémité inférieure de chaque dite conduite rigide ou riser étant apte à être reliée à une conduite sous-marine (2-1,2-2) reposant au fond de la mer, de préférence par l'intermédiaire de connecteurs automatiques entre lesdites extrémités inférieures des riser et extrémités des conduites sous-marine (2-1,2-2), et de préférence par l'intermédiaire de manchettes coudées (2a) et/ou de conduites de jonction (2bc),
    c) une pluralité de moyens de guidage (22) desdits risers, lesdits moyens de guidage ainsi que ladite structure inférieure de guidage (5) étant aptes à maintenir lesdits risers disposés autour dudit tendon, de préférence régulièrement et symétriquement répartis autour dudit tendon, et
    d) des éléments de flottabilité (21) coopérant avec ledit tendon, répartis le long dudit tendon, de préférence des éléments de flottabilité résistants à la pression hydrostatique sous- marine, de préférence encore des éléments de flottabilité en mousse syntactique, et
    e) ladite tour (3) comprend une pluralité de modules de flottabilité et de guidage (20,20-1,20-n) constituant une pluralité de structures indépendantes aptes à coulisser le long desdits risers, supportant lesdits éléments de flottabilité (21) et guidant lesdits risers en position de préférence régulièrement et symétriquement répartis autour dudit tendon,
    caractérisé en ce que lesdites structures indépendantes constituant lesdits modules de flottabilité et de guidage (20, 20-1, 20-n) sont aptes à coulisser le long dudit tendon.
  2. Tour selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'ensemble des modules de flottabilité (20) apportent une flottabilité cumulée (ΣF) représentant une force de traction d'intensité supérieure au poids total de la tour (Pt), de préférence de 102 à 110% du poids total de la tour, et ledit flotteur au sommet (8) apporte une flottabilité propre (T1) telle que T1 = TR - (ΣF - Pt), et ladite fondation (11) doit reprendre au moins la traction résultante (TR) au sommet de la tour, TR représentant la tension résultante verticale vers le haut au niveau du flotteur au sommet (8) égale à 5 à 50% du poids total de la tour (Pt), de préférence de 10% à 20% du poids total de la tour.
  3. Tour selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisée en ce que lesdits modules de flottabilité et de guidage (20,20-1,20-n) s'étendent sur une longueur de 2 à 20 m et sont au nombre d'au moins 50, de préférence 50 à 500 modules de flottabilité pour une tour d'au moins 1 000 m de hauteur.
  4. Tour selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que ladite pluralité de modules de flottabilité et de guidage disposés les uns contre les autres couvrent pas plus de 75%, de préférence moins de 50% de la longueur de la tour entre ladite structure porteuse (4a) au sommet et la structure inférieure de guidage (5) solidaire du tendon.
  5. Tour selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisée en ce que les différents modules de flottabilité et de guidage (20,20-1,20-n) sont liés les uns aux autres par des liens (30) aptes à empêcher que le premier module (20-1) ne s'écarte de ladite structure porteuse (4a) et que deux modules consécutifs (20-n,20-n+1) ne s'écartent plus que d'une distance maximale donnée (d) de préférence identique entre les différents modules et, lesdits liens (30) étant de longueur telle que les différents modules se répartissent de manière sensiblement uniforme sur toute la longueur de la tour entre lesdites structure porteuse (4a) et structure inférieure (5), le premier module étant lié au niveau de ladite structure porteuse et le dernier module arrivant au niveau de ladite structure inférieure (5), lorsque ladite tour (3) flotte à la surface de la mer (13) en étant remorquée par un navire (10-1,10-2), et lesdits liens n'empêchant pas lesdits modules de coulisser vers le haut lorsque ladite tour est cabanée et mise en position verticale d'opération dans une dite installation de liaison fond-surface.
  6. Installation de liaison fond-surface (1) entre une pluralité de conduites sous-marines (2-1,2-2) reposant au fond de la mer (12) et un support flottant (10) en surface (13), comportant :
    1) une tour conforme à l'une des revendications 1 à 5, et
    2) une pluralité de conduites de liaison de préférence des conduites de liaison flexible (6-1,6-2) entre les extrémités supérieures desdits risers et le support flottant (10), de préférence encore desdites conduites flexibles en forme de chaînettes plongeantes, lesdites conduites flexibles (6-1,6-2) étant reliées à l'extrémité supérieure desdits risers par l'intermédiaire de dispositifs de type col de cygne (7-1,7-2).
  7. Procédé de remorquage en mer d'une tour selon l'une des revendications 1 à 5 et de mise en place dans une installation selon la revendication 6, caractérisé en ce que ladite tour flotte en surface lorsqu'elle est remorqué par au moins un navire de surface (10-1,10-2), lesdits modules de flottabilité et de guidage (20) étant répartis sur toute sa longueur de préférence régulièrement répartis et espacés les uns des autres, et après cabanage de la tour lesdits modules de flottabilité et de guidage coulissent vers le haut jusqu'à être plaqués les uns dessous et contre les autres, de préférence sur une partie seulement de la hauteur de la tour.
  8. Module de flottabilité et de guidage (20) d'une tour selon l'une des revendications 1 à 5, comportant deux flasques (22), liés l'un à l'autre par des tirants (24), et desdits éléments de flottabilité cylindriques (21) bloqués et maintenus en position entre et par lesdits deux flasques, formant de préférence un module présentant une section transversale circulaire, chaque flasque comportant un orifice central et des orifices périphériques (23-1,23-4), lesdits orifices périphériques (23-1,23-4) et lesdits éléments de flottabilité (21) étant de même forme et disposés autour dudit orifice central (23), de préférence régulièrement et symétriquement répartis autour dudit orifice central (23), lesdits orifices (23, 23-1,23-4) formant des fourreaux aptes à être traversés par desdits risers et un dit tendon permettant ainsi le guidage en coulissement desdits modules.
  9. Module de flottabilité et de guidage (20) selon la revendication 8, caractérisé en ce que chaque flasque comprend une pluralité de parties de flasque (22-1,22-4) fixées les unes aux autres, de préférence au moins autant de parties de flasque que de dits orifices périphériques (23-1,23-4), chaque partie de flasque étant apte à bloquer et maintenir l'extrémité longitudinale d'un dit élément de flottabilité cylindrique (21).
  10. Module de flottabilité et de guidage (20) selon l'une des revendications 8 ou 9, caractérisé en ce qu'il comporte des premiers éléments élastiques (25a) intercalés, de préférence sous forme de plaques, entre les extrémités longitudinales desdits éléments de flottabilités et lesdits flasques au moins à une dite extrémité longitudinale du module et de préférence aussi des seconds éléments élastiques (25b) sur les faces externes d'au moins un des deux flasques, de préférence sous forme de plaques, de manière à améliorer l'isostaticité de la répartition des forces de flottabilité et de leur transfert entre deux modules consécutifs.
EP10706303.4A 2009-02-26 2010-01-14 Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants Active EP2401468B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0951218A FR2942497B1 (fr) 2009-02-26 2009-02-26 Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants
PCT/FR2010/050057 WO2010097528A1 (fr) 2009-02-26 2010-01-14 Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP2401468A1 EP2401468A1 (fr) 2012-01-04
EP2401468B1 true EP2401468B1 (fr) 2015-03-04

Family

ID=41100645

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP10706303.4A Active EP2401468B1 (fr) 2009-02-26 2010-01-14 Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants

Country Status (4)

Country Link
EP (1) EP2401468B1 (fr)
ES (1) ES2637445T3 (fr)
FR (1) FR2942497B1 (fr)
WO (1) WO2010097528A1 (fr)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2952671B1 (fr) * 2009-11-17 2011-12-09 Saipem Sa Installation de liaisons fond-surface disposees en eventail
FR2973473B1 (fr) 2011-03-29 2014-06-13 Saipem Sa Materiau d'isolation thermique et/ou de flottabilite rigide pour conduite sous-marine
US8657013B2 (en) 2011-08-19 2014-02-25 Cameron International Corporation Riser system
FR2988424B1 (fr) 2012-03-21 2014-04-25 Saipem Sa Installation de liaisons fond-surface de type tour hybride multi-risers comprenant des conduites flexibles a flottabilite positive
KR102282863B1 (ko) 2013-02-20 2021-07-27 에모리 유니버시티 혼합물 중 핵산의 서열분석 방법 및 그와 관련된 조성물
WO2015168432A1 (fr) * 2014-04-30 2015-11-05 Seahorse Equipment Corp Système de colonne montante articulée en faisceau pour navire d'installation flottante de production, stockage et déchargement
BR102018076868A2 (pt) * 2018-12-21 2020-07-07 Odebrecht Óleo E Gás S.A. sistema de guias em uma torre de elevação híbrida, e, torre de elevação híbrida
FR3106644B1 (fr) 2020-01-24 2022-04-15 Matthieu Hoarau Conduite pour l’alimentation d’une unité de production d’énergie hydrothermique.

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ES8105437A1 (es) * 1980-05-20 1981-05-16 Fayren Jose Marco Instalacion para la perforacion y explotacion de yacimientospetroliferos marinos localizados en aguas profundas
FR2768457B1 (fr) * 1997-09-12 2000-05-05 Stolt Comex Seaway Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante
FR2790054B1 (fr) 1999-02-19 2001-05-25 Bouygues Offshore Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous marine installee a grande profondeur
BR0206204B1 (pt) * 2001-01-08 2014-11-25 Acergy France Sa "torre de tubo ascendente marítima".
US6896062B2 (en) * 2002-01-31 2005-05-24 Technip Offshore, Inc. Riser buoyancy system
GB0227851D0 (en) * 2002-11-29 2003-01-08 Stolt Offshore Sa Subsea structure and methods of construction and installation thereof
EP2345822B1 (fr) 2004-08-02 2019-01-09 NTN Corporation Roulement pour culbuteur et culbuteur
GB0512471D0 (en) * 2005-06-18 2005-07-27 Stolt Offshore Sa Hybrid riser tower and methods of installation thereof
US20070044972A1 (en) * 2005-09-01 2007-03-01 Roveri Francisco E Self-supported riser system and method of installing same
GB0704670D0 (en) * 2006-11-08 2007-04-18 Acergy France Sa Hybrid tower and methods of installing same

Also Published As

Publication number Publication date
ES2637445T3 (es) 2017-10-13
FR2942497A1 (fr) 2010-08-27
WO2010097528A1 (fr) 2010-09-02
EP2401468A1 (fr) 2012-01-04
FR2942497B1 (fr) 2013-04-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2401468B1 (fr) Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants
EP2286056B1 (fr) Installation de liaison fond-surface d'une conduite rigide avec une conduite flexible a flottabilite positive
EP1395731B1 (fr) Installation de liaison d'une conduite sous-marine reliee a un riser
EP1073823B1 (fr) Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installee a grande profondeur
EP1501999B1 (fr) Installation de liaison fond-surface d'une conduite sous-marine reliee a un riser par un element de conduite soude maintenu par une embase
EP1899219B1 (fr) Dispositif de transfert de fluide entre deux supports flottants
EP2844820B1 (fr) Installation de liaisons fond-surface de type tour hybride multi-risers comprenant des conduites flexibles a flottabilite positive
EP1917416B1 (fr) Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface d au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer.
EP2785952B1 (fr) Installation de liaisons fond-surface flexibles multiples sur au moins deux niveaux
EP2268887B1 (fr) Element de conduite de transition d'inertie notamment pour encastrement d'une conduite rigide sous-marine
EP2571753B1 (fr) Installation de liaison fond-surface comprenant une structure de guidage de conduite flexible
FR2951800A1 (fr) Conduite sous-marine appliquee a l'exploitation de l'energie thermique des mers
EP3265642B1 (fr) Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface comprenant des risers verticaux relies par des barres
WO2013093294A1 (fr) Installation de transfert de fluides entre une tete de puits au fond de l'eau et une structure de surface
OA17101A (en) Installation de liaisons fond-surface de type tour hybride multi-risers comprenant des conduites flexibles à flottabilité positive.
WO2011048578A1 (fr) Conduite sous-marine appliquee a l'exploitation de l'energie thermique des mers

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20110729

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO SE SI SK SM TR

RIN1 Information on inventor provided before grant (corrected)

Inventor name: DI SILVESTRO, ROBERTO ANTONIO

Inventor name: JANCART, FABRICE

Inventor name: SZYSZKA, DAMIEN

Inventor name: PIONETTI, FRANCOIS-REGIS

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20140715

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO SE SI SK SM TR

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: FRENCH

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 714079

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20150415

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 602010022797

Country of ref document: DE

Effective date: 20150416

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: T3

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MK05

Ref document number: 714079

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20150304

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150604

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150605

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150706

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150704

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 602010022797

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 7

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

26N No opposition filed

Effective date: 20151207

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160131

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 602010022797

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160114

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160131

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160131

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160802

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: MM4A

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 8

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160114

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 9

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO

Effective date: 20100114

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150304

P01 Opt-out of the competence of the unified patent court (upc) registered

Effective date: 20230517

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20231229

Year of fee payment: 15

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20240119

Year of fee payment: 15

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20240123

Year of fee payment: 15