EP2652204A1 - Methode d'installation d'un dispositif de recuperation d'hydrocarbures - Google Patents

Methode d'installation d'un dispositif de recuperation d'hydrocarbures

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EP2652204A1
EP2652204A1 EP11811087.3A EP11811087A EP2652204A1 EP 2652204 A1 EP2652204 A1 EP 2652204A1 EP 11811087 A EP11811087 A EP 11811087A EP 2652204 A1 EP2652204 A1 EP 2652204A1
Authority
EP
European Patent Office
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flexible pipe
assembly
buoy
installation
downstream end
Prior art date
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EP11811087.3A
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EP2652204B1 (fr
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Ange Luppi
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Technip Energies France SAS
Original Assignee
Technip France SAS
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Publication date
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Publication of EP2652204A1 publication Critical patent/EP2652204A1/fr
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Publication of EP2652204B1 publication Critical patent/EP2652204B1/fr
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B15/00—Cleaning or keeping clear the surface of open water; Apparatus therefor
    • E02B15/04—Devices for cleaning or keeping clear the surface of open water from oil or like floating materials by separating or removing these materials
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E21B43/0122—Collecting oil or the like from a submerged leakage
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E21B43/013—Connecting a production flow line to an underwater well head
    • E21B43/0135—Connecting a production flow line to an underwater well head using a pulling cable
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B15/00—Cleaning or keeping clear the surface of open water; Apparatus therefor
    • E02B2015/005—Tent-like structures for dealing with pollutant emissions below the water surface
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T29/00—Metal working
    • Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
    • Y10T29/49826—Assembling or joining

Definitions

  • the invention relates to a method for offshore installation of a hydrocarbon recovery system escaping from an underwater installation.
  • the environmental consequences on the ecosystem may be irreversible, so it is necessary to intervene as quickly as possible to contain and recover the fluids escaping from the submarine facility in order to limit the environmental consequences related to the flow of these substances.
  • hydrocarbons in the marine environment may be irreversible, so it is necessary to intervene as quickly as possible to contain and recover the fluids escaping from the submarine facility in order to limit the environmental consequences related to the flow of these substances.
  • WO2005 / 038145 discloses a recovery device comprising a rigid awning of very large area to be deployed in line with the subsea installation from which escapes the hydrocarbons.
  • the roof surface of the Marquise is in the range of 100 to 10,000 m 2 .
  • the canopy is made of two dihedral surfaces and is mounted on telescopic anchoring feet that stabilize the position of the awning above the underwater installation. It is connected to a flexible hydrocarbon lift pipe that is connected at the foot to the marquee and extends to a storage and recovery vessel hydrocarbons.
  • a collector chamber is arranged at the marquise, the flexible pipe being connected directly to the collector chamber.
  • all the useful operations are carried out in order to facilitate the rise of the hydrocarbons, which can be very viscous and therefore difficult to ascend to the surface via the pipe.
  • These operations may consist in the fluidification of the hydrocarbons by heating with electrical resistances or by circulation of hot water. They may also consist of a dilution of the hydrocarbons by addition of diluent or a mechanical stirring of the hydrocarbons within the collector chamber.
  • This recovery device is then towed on site and then descended to the submarine facility by controlling and adjusting the buoyancy of the marquee during the descent.
  • the Marquise's feet are then deployed to stabilize the Marquise on the ground and in line with the underwater installation.
  • a flexible pipe is deployed from a laying ship to the destination site.
  • the pipe is then connected to the collecting chamber and then to the surface installation with the assistance of underwater robot.
  • the present invention provides a method of installing a recovery system comprising a rigid awning having the shape of an inverted funnel and a set of hydrocarbon up to a surface installation that is faster to install on the site of destination in order to be operational in a very short time, a few days.
  • the method according to the invention comprises the following steps:
  • a lower hydrocarbon lift assembly (25) comprising a rigid awning (27) in the form of an inverted funnel and including ballast compartments (29) at the destination site
  • a first flexible pipe (30) intended to extend substantially vertically between the seabed (11) and the surface (12)
  • a buoy (40) connected to the downstream end (35) of the first flexible pipe (30) and intended to be immersed under the surface of the water (12) to maintain the first flexible pipe (30) substantially in its vertical position o
  • a second flexible pipe (33) extending in a chain and connected to the downstream end of the first flexible pipe (30) and to the surface installation (13)
  • the method is also characterized in that the steps 3 and 4 of assembly at sea of the upper assembly (26) and of towing on the site are carried out simultaneously at (the) step (s). ) 1 or / and 2.
  • the assembly and towing of the upper assembly for raising the fluids to the surface installation is operated in masked time.
  • the installation method is characterized in that the assembly of the upper assembly (26) comprises the following steps:
  • the method according to the invention is characterized in that the upstream end (34) of the first flexible pipe (30) provided with the collecting chamber (32) is deployed to the seabed by unrolling a drop line (72) and is connected to the canopy (27) of the lower assembly (25)
  • FIG. 1 is an overview of a hydrocarbon recovery device according to the invention.
  • FIG. 2 is a view showing the towing towards the site of the lower assembly of the recovery device according to the invention
  • FIG. 3 is a view showing the final positioning of the lower assembly above the underwater installation
  • FIGS. 4 to 5 are views showing successive stages of assembly of the upper assembly of the recovery element.
  • FIG. 6 and 7 are views showing steps of connecting the upper assembly on the lower assembly of the hydrocarbon recovery device.
  • FIG. 8 is a view showing the connection of the recovery device to the surface installation.
  • Figure 1 shows a view of a hydrocarbon recovery assembly installed in line with an underwater installation (21) from which escapes the hydrocarbons to be recovered.
  • upstream and downstream refer to the direction of fluid flow when the fluid recovery system is operational.
  • the underwater installation (21) may for example be a submarine oil well or a submarine pipe that has been damaged or for example a boat for storing and transporting hydrocarbons that has been sank at sea.
  • the recovery assembly is constituted by a first lower assembly (25) comprising a rigid marquee (27) of large area.
  • This awning is in the form of an inverted funnel and is provided with compartments (29) for adjusting the buoyancy of the awning during installation above the underwater installation (21). It further includes deployable feet to the seabed in the direction A-A 'for anchoring the lower assembly (25) on the seabed (11).
  • This lower recovery assembly is intended to channel the hydrocarbons escaping from the underwater structure (21) to a flexible pipe (30) to recover them in a ship (13) such as for example a storage vessel ("tanker" in English language).
  • the marquise is advantageously in the form of two dihedral surfaces forming a gutter leading to the upper part of the awning where is connected an upper assembly (26) for raising hydrocarbons.
  • the upper hydrocarbon lift assembly (26) of the recovery system includes a first flexible pipe (30) extending substantially vertically along the axis AA ".
  • the first flexible pipe (30) is connected to its upstream end (34). ) on a collecting chamber (32) and at its downstream end (35) on a buoy (40) immersed under the surface of the water which exerts an upward pulling force in the direction A-A 'on the first flexible pipe to maintain it in a substantially vertical position.
  • a second shorter flexible pipe (33) connects the downstream end (35) of the first flexible pipe (30) to the surface installation (13). It preferably extends in a chain between the buoy (40) and the surface installation (13) to accommodate the movements of the surface installation (13).
  • the fluidic junction (41) between the upstream end (38) of the second flexible pipe (33) and the downstream end (35) of the first flexible pipe (30) is formed here above the buoy (40) by via a rigid pipe coupling (41) having the shape of a U. Flanges or any other ad hoc elements connect the ends of the rigid coupling (41) to the ends of the flexible pipes (30, 33).
  • the collecting chamber (32) disposed on the canopy (27) of the lower assembly (25) is connected to the upstream end of the first flexible pipe (30).
  • the collecting chamber (32) connects on one side the volume under the canopy and the inside of the first flexible pipe (30). It collects hydrocarbons under the awning before raising them to the ship (13) via the flexible lines (30,33, 41).
  • this chamber comprises means for facilitating the rise of hydrocarbons in the first flexible pipe (30).
  • These means may be mechanical stirring elements, electric heating means or heating means by circulating hot water in small serpentine pipes, diluent injection means.
  • the collecting chamber is described in application WO2005 / 038145 in the name of the applicant. Also, it will not be described in detail in the present invention.
  • the term "flexible” or “flexible conduct” is a conduct consisting of several layers that can be linked (“bounded” in English) or unbound (“unbounded” in English). These lines are described in the normative documents published by the American Petroleum Institute (API), API17j and AP RP 17B.
  • the flexible or flexible pipe may advantageously consist of a "bundle" type composite bundle comprising at least one flexible fluid conveying pipe and a set of electrical or optical cables capable of transmitting electrical or optical power and which may also comprise small auxiliary lines for the supply / injection of chemicals into the hydrocarbon mixture.
  • the lower recovery assembly (25) comprising the rigid awning (27) previously manufactured on land at a shipyard is launched near its place of manufacture. Due to its type of shell and jacket shell, the rigid canopy is able to float on the surface of the water.
  • the deployable anchoring legs (22) are in their retracted upward position.
  • the lower assembly (25) is brought to the destination site directly above the submarine installation from which it escapes. the escape of hydrocarbons.
  • the lower assembly is connected to two tugs (53) via pull lines (65, 66).
  • the buoyancy of the lower recovery assembly (25) is then adjusted (by filling partially the boxes of the marquee) to immerse it a few meters below the sea surface.
  • Weights (68) are also added on the cables so that a part of the draw lines unfolds under the lower recovery unit. (25) and thereby helps to stabilize the position of the lower assembly (25) under the surface of the water.
  • the lower assembly (25) is then towed in the direction of the arrow between the two tugs (53) to the destination site.
  • the lower assembly (25) of the recovery assembly is ballasted so that it gradually sinks into the water .
  • the tow lines (65, 66) are unwound simultaneously to guide the lower assembly (25) to the seabed. These lines (65, 66) also make it possible to control the descent of the lower assembly (25) towards the bottom.
  • the final positioning of the lower assembly is achieved by deploying the feet (22) to the seabed (1 1) to anchor stably the rigid awning (27) in line with the underwater installation (21), here an oil well. This operation can be carried out with the assistance of submarine control system.
  • the upper assembly (26) for raising hydrocarbons is assembled at sea, preferably in a place protected from waves and waves, for example in a bay near the place of storage on the ground of the whole.
  • This assembly comprises a step of bringing a buoy (40) to the body of water.
  • This buoy floats on the surface of the water mainly by its own means. It is preferably of cylindrical and flat shape which gives it a better stability at sea.
  • flat buoy 052947
  • the ratio of its height taken along the axis A-A 'to its diameter D is less than 1 .5.
  • a laying vessel (52) on which a flexible pipe is stored in a basket or on a storage spool is brought into the vicinity of the buoy (40).
  • the laying ship also carries the collection chamber (32) on the deck of the ship.
  • a first flexible pipe (30) is unwound from this laying vessel (52).
  • the downstream end (35) of the first flexible pipe is then connected to the buoy (40).
  • the first flexible pipe 30 then extends forming a U or a double catenary between the buoy (40) and the laying boat (52) which holds ⁇ upstream end (34) of the first flexible pipe (30).
  • the downstream end (35) of the first flexible pipe is retained by a tugboat and the laying ship (52) can be demobilized.
  • a second flexible pipe (33) shorter than the first flexible pipe (30) is connected to the buoy, the upstream end (38) is connected to its final location in a space in the buoy while the downstream end (37) ) of the second flexible pipe is temporarily retained at the periphery of the buoy.
  • FIG. 4 shows the configuration of the upper assembly (26) for raising the fluids once assembled and ready for towing according to a fourth step of the method.
  • the buoy (40) has a ratio Height (H) / diameter (D) less than 1.5.
  • the first and second flexible pipes can be connected to the buoy following a drawing operation performed from the upper surface of the buoy and the fluid connection between the first and second flexible pipes can be carried out above the buoy with a rigid pipe connection (41).
  • a draw line (70) connects the buoy (40) to a tug (53). Towing of the upper assembly (26) in the direction of the arrow F is performed by the tug 53 and the laying ship (52) moves in the same direction at a speed adapted to that of the tug.
  • This third step of assembling the upper assembly (26) is advantageously carried out in masked time, during the installation phase of the lower assembly (25) namely during step one or / and two of the method d installation described previously.
  • step one or / and two of the method d installation described previously By performing several steps simultaneously reduces the time required for the running of the recovery assembly (10).
  • the collection chamber (32) When the upper assembly (26) arrives in the vicinity of the destination site, the collection chamber (32) is connected to the upstream end (34) of the first flexible pipe (30) which is connected to the cable (72) a winch disposed on the ship (52) as shown in Figure 5.
  • the cable is progressively unrolled.
  • the collecting chamber (32) weighs about 100 to 150 tons, it sinks under its own weight to the seabed in the direction of the arrow of Figure 6.
  • the collector chamber is connected to the lower assembly which has already been preinstalled in line with the underwater installation.
  • the buoy 40 is ballasted a little more to guide the first flexible pipe (30) with the collector chamber (32) towards the marquise (27).
  • the collecting chamber is connected to the canopy (27).
  • the upper assembly (26) is connected to a surface installation (13).
  • the first flexible pipe (30) is tensioned by increasing the buoyancy of the buoy (40), which thus exerts a traction force. necessary to maintain the first flexible pipe in a substantially vertical position.
  • downstream end (37) of the second flexible pipe (33) is recovered and connected to the surface installation (13). It extends catenary between the buoy and the ship (13).

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Abstract

L'invention se rapporte à une nouvelle méthode d'installation d'un ensemble (10) de récupération d'hydrocarbures s'échappant d'une installation sous marine (21) comprenant un premier ensemble inférieur (25) comprenant une marquise rigide de grande surface et un second ensemble supérieur (26) de remontée des fluides vers une installation de surface (13). Les étapes de remorquage de l'ensemble supérieur de remontée des fluides sont opérées en temps masqué pendant l'installation de l'ensemble supérieur (26) de remontée des fluides.

Description

Méthode d'installation d'un dispositif de récupération d'hydrocarbures
L'invention se rapporte à une méthode d'installation en mer d'un système de récupération d'hydrocarbures s'échappant d'une installation sous marine.
Avec l'augmentation du nombre de gisement pétrolifère en mer, le risque d'accidents écologiques associé à une fuite d'hydrocarbures sur une installation sous marine comme par exemple une tête de puits ou une conduite devient élevé.
Les conséquences environnementales sur l'écosystème peuvent être irréversibles, il est donc nécessaire d'intervenir le plus rapidement possible pour confiner et récupérer les fluides s'échappant de l'installation sous marine afin de limiter les conséquences environnementales liées à l'écoulement de ces hydrocarbures dans le milieu marin.
Pour cela, il est connu de déployer des cloches ayant la forme d'un entonnoir inversé à l'aplomb de l'installation sous marine endommagée pour canaliser les hydrocarbures s'y échappant et de les récupérer sur un navire grâce à une conduite de récupération reliant la cloche de récupération et le navire de récupération des hydrocarbures.
La demande de WO2005/038145 au nom de la demanderesse divulgue un dispositif de récupération comprenant une marquise rigide de très grande surface destinée à être déployée à l'aplomb de l'installation sous marine de laquelle s'échappe les hydrocarbures. La surface du toit de la marquise est de l'ordre de 100 à 10000 m2. La marquise est constituée de deux surfaces en dièdre et est montée sur des pieds d'ancrage télescopiques qui permettent de stabiliser la position de la marquise au dessus de l'installation sous marine. Elle est connectée à une conduite flexible de remontée des hydrocarbures qui est connectée en pied à la marquise et qui s'étend jusqu'à un navire de stockage et de récupération de hydrocarbures. En outre, une chambre collectrice est disposée au faite de la marquise, la conduite flexible étant connectée directement sur la chambre collectrice. On opère dans la chambre collectrice toutes les opérations utiles pour faciliter la remontée des hydrocarbures qui peuvent être très visqueux et donc difficile à faire remonter vers la surface par l'intermédiaire de la conduite. Ces opérations peuvent consister en la fluidification des hydrocarbures par chauffage avec des résistances électriques ou par circulation d'eau chaude. Elles peuvent aussi consister en une dilution des hydrocarbures par ajout de diluant ou bien en un brassage mécanique des hydrocarbures au sein de la chambre collectrice. Ce dispositif de récupération est ensuite remorqué sur site puis est descendu à l'aplomb de l'installation sous marine en contrôlant et ajustant la flottabilité de la marquise pendant la descente. Les pieds de la marquise sont ensuite déployés pour stabiliser la marquise au sol et à l'aplomb de l'installation sous marine.
Ensuite, une conduite flexible est déployée à partir d'un navire de pose sur le site de destination. La conduite est ensuite connectée à la chambre collectrice, puis à l'installation de surface avec l'assistance de robot sous marin.
L'installation complè *te d'un tel système de récupération peut nécessiter plusieurs mois, 2 à 3 mois, car elles requièrent des étapes consécutives et la mobilisation séquentielle de plusieurs navires sur le site de destination. Ces méthodes d'installation ne sont donc satisfaisantes car il est nécessaire de confiner la fuite d'hydrocarbures le plus tôt possible pour limiter les impacts sur l'environnement.
Aussi, la présente invention propose une méthode d'installation d'un système de récupération comprenant une marquise rigide ayant la forme d'une entonnoir inversé et un ensemble de remontée des hydrocarbures vers une installation de surface qui soit plus rapide à installer sur le site de destination afin d'être opérationnelle dans de très courts délais, quelques jours.
Pour cela, la méthode selon l'invention comprend les étapes suivantes :
(1) Amenée d'un ensemble inférieur (25) de remontée des hydrocarbures comprenant une marquise rigide (27) ayant la forme d'un entonnoir inversé et comprenant des compartiments de ballastage (29) sur le site de destination
(2) Déploiement de l'ensemble inférieur vers le fonds marin (11) à l'aplomb de l'installation sous marine (21)
(3) Assemblage en mer d'un ensemble supérieur (26) de remontée des fluides destiné à remonter les fluides entre le fond marin et l'installation de surface (13), ledit ensemble supérieur (26) comprenant :
o Une première conduite flexible (30) destinée à s'étendre sensiblement verticalement entre le fonds marin (11) et la surface (12)
o Une chambre collectrice (32) connectée à l'extrémité amont
(34) de la première conduite flexible (30)
o Une bouée (40) connectée à l'extrémité avale (35) de la première conduite flexible (30) et destinée à être immergée sous la surface de l'eau (12) pour maintenir la première conduite flexible (30) sensiblement dans sa position verticale o Une seconde conduite flexible (33) s'étendant en chainette et connectée à l'extrémité avale de la première conduite flexible (30) et à l'installation de surface (13)
(4) Remorquage de l'ensemble supérieur (26) sur le site de destination.
(5) Connexion de la chambre collectrice (32) sur l'ensemble inférieur (25).
(6) Mise sous tension de la première conduite flexible (30) (7) Connexion de l'extrémité avale (37) de la seconde conduite flexible (33) à l'installation de surface (13).
Selon l'invention encore, la méthode est aussi caractérisée en ce que les étapes 3 et 4 d'assemblage en mer de l'ensemble supérieur (26) et de remorquage sur le site sont effectuées simultanément à (aux) l'étape(s) 1 ou/et 2. Ainsi, l'assemblage et le remorquage de l'ensemble supérieur de remontée des fluides vers l'installation de surface est opéré en temps masqué.
Selon une autre caractéristique de l'invention, la méthode d'installation est caractérisée en ce que l'assemblage de l'ensemble supérieur (26) comprend les étapes suivantes :
a. Amenée d'une bouée (40) sur l'étendue d'eau
b. Déroulement en caténaire d'une première conduite flexible (30) à partir d'un navire de pose (52) et connexion de l'extrémité avale (35) de la première conduite flexible (30) sur la bouée (40) tandis que l'extrémité amont (34) est retenue à partir du navire (52).
c. Déroulement d'une seconde conduite flexible (33) et connexion de son extrémité amont (38) sur la bouée (40) d. Connexion de la chambre collectrice (32) sur l'extrémité amont (34) de la première conduite flexible.
Selon encore d'autres caractéristiques de l'invention, la méthode selon l'invention est caractérisée en ce que l'extrémité amont (34) de la première conduite flexible (30) munie de la chambre collectrice (32) est déployée vers le fond marin en déroulant une ligne d'abandon (72) puis est connectée sur la marquise (27) de l'ensemble inférieur (25)
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront de la description d'un mode de réalisation de l'invention donné ci-après et illustrée par les figures suivantes:
- La figure 1 est une vue d'ensemble d'un dispositif de récupération d'hydrocarbure selon l'invention.
- La figure 2 est une vue montrant le remorquage vers le site de l'ensemble inférieur du dispositif de récupération selon l'invention
- La figure 3 est une vue montrant le positionnement final de l'ensemble inférieur au dessus de l'installation sous-marine
- Les figures 4 à 5 sont des vues montrant des étapes successives d'assemblage de l'ensemble supérieur de l'élément de récupération.
- Les figures 6 et 7 sont des vues montrant des étapes de connexion de l'ensemble supérieur sur l'ensemble inférieur du dispositif de récupération des hydrocarbures.
- La figure 8 est une vue montrant la connexion du dispositif de récupération sur l'installation de surface.
La figure 1 montre une vue d'un ensemble de récupération d'hydrocarbure installé à l'aplomb d'une installation sous marine (21) d'où s'échappe les hydrocarbures à récupérer.
Dans la suite du texte, les termes « amont » et « aval » s'entendent par rapport au sens de circulation des fluides lorsque le système de récupération des fluides est opérationnel. L'installation sous marine (21) peut être par exemple un puits de pétrole sous marin ou une conduite sous marine qui aurait été endommagées ou par exemple un bateau de stockage et de transport d'hydrocarbures qui aurait coulé en mer.
L'ensemble de récupération est constitué par un premier ensemble inférieur (25) comprenant une marquise rigide (27) de grande surface. Cette marquise se présente sous la forme d'un entonnoir inversé et est muni de compartiments (29) permettant d'ajuster la flottabilité de la marquise durant son installation à l'aplomb de l'installation sous marine (21). Elle comporte en outre des pieds déployables vers le fonds marin dans la direction A-A' pour assurer l'ancrage de l'ensemble inférieur (25) sur le fonds marin (11).
Cette marquise rigide est protégée par une demande de brevet internationale au nom de la demanderesse WO2005/038145.
Cet ensemble inférieur de récupération vise à canaliser les hydrocarbures s'échappant de la structure sous marine (21) vers une conduite flexible (30) pour les récupérer dans un navire (13) tel que par exemple un navire de stockage (« tanker » en langue anglaise).
Ainsi, la marquise se présente avantageusement sous la forme de deux surfaces en dièdre formant à leur faite une gouttière menant à la partie supérieure de la marquise où est connecté un ensemble supérieur (26) de remontée des hydrocarbures.
L'ensemble supérieur de remontée des hydrocarbures (26) du système de récupération comprend une première conduite flexible (30) s'étendant sensiblement verticalement selon l'axe A-A". La première conduite flexible (30) est connectée à son extrémité amont (34) sur une chambre collectrice (32) et à son extrémité avale (35) sur une bouée (40) immergée sous la surface de l'eau qui exerce une force de traction ascendante dans la direction A -A' sur la première conduite flexible pour la maintenir dans une position sensiblement verticale.
Une seconde conduite flexible (33) de plus courte longueur relie l'extrémité avale (35) de la première conduite flexible (30) à l'installation de surface (13). Elle s'étend de préférence en chaînette entre la bouée (40) et l'installation de surface (13) pour accommoder les mouvements de l'installation de surface (13). La jonction fluidique (41) entre l'extrémité amont (38) de la seconde conduite flexible (33) et l'extrémité avale (35) de la première conduite flexible (30) est réalisée ici au dessus de la bouée (40) par l'intermédiaire d'un raccord de conduite rigide (41) ayant la forme d'un U. Des brides ou tout autres éléments ad' hoc assurent la connexion des extrémités du raccord rigide (41) sur les embouts des conduites flexibles (30, 33). La chambre collectrice (32) disposée sur le faite de la marquise (27) de l'ensemble inférieur (25) est connectée sur l'extrémité amont de la première conduite flexible (30).
La chambre collectrice (32) relie donc d'un coté le volume sous la marquise et l'intérieur de la première conduite flexible (30). Elle collecte les hydrocarbures sous la marquise avant de les faire remontée vers le navire (13) par l'intermédiaire des conduites flexibles (30,33, 41 ).
De préférence, cette chambre comprend des moyens pour faciliter la remontée des hydrocarbures dans la première conduite flexible (30). Ces moyens peuvent être des éléments de brassage mécanique, des moyens de chauffage électrique ou des moyens de chauffage par circulation d'eau chaude dans de petites canalisations en serpentin, des moyens d'injection de diluants. La chambre collectrice est décrite dans la demande WO2005/038145 au nom de la demanderesse. Aussi, elle ne sera pas décrite de façon détaillée dans la présente invention. Selon l'invention, le terme « flexible » ou « conduite flexible » est une conduite constituée de plusieurs couches qui peuvent être liées {« bounded » en langue anglaise) ou non liées (« unbounded » en langue anglaise). Ces conduites sont décrites dans les documents normatifs publiés par l'American petroleum Institute (API), API17j et AP RP 17B.
La conduite flexible ou flexible peut avantageusement être constitué par un faisceau de composite de type « bundle » comprenant au moins une conduite flexible de convoyage de fluides et un ensemble de câbles électriques ou optique apte à transmettre de la puissance électrique ou optique et pouvant aussi comprendre de petites conduites annexes pour l'amenée/injection de produits chimiques dans le mélange d'hydrocarbures. Une méthode d'installation de l'ensemble de récupération d'hydrocarbures (10) selon l'invention va maintenant être décrite en référence avec les figures 2 à 8.
L'ensemble inférieur de récupération (25) comprenant la marquise rigide (27) préalablement fabriqué à terre sur un chantier naval est mis à l'eau à proximité de son lieu de fabrication. De part sa nature de type coque à double enveloppe et à caisson, la marquise rigide est apte à flotter à la surface de l'eau. Les pieds d'ancrage déployables (22) se trouvent dans leur position rétractée vers le haut.
Ensuite, en référence avec la figure 2 et selon une première étape de la méthode d'installation, l'ensemble inférieur (25) est amené sur le site de destination à l'aplomb de l'installation sous marine d'où s'échappe la fuite d'hydrocarbures.
Pour ce faire, l'ensemble inférieur est connecté à deux remorqueurs (53) par l'intermédiaire de lignes de tirage (65, 66). La flottabilité de l'ensemble inférieur de récupération (25) est alors ajustée (en remplissant partiellement les caissons de la marquise) pour l'immerger à quelques mètres sous la surface de la mer. Des poids (68) sont également ajoutés sur les câbles afin qu'une partie des lignes de tirage se déploie sous l'ensemble inférieur de récupération (25) et contribue ainsi à stabiliser la position de l'ensemble inférieur (25) sous la surface de l'eau.
L'ensemble inférieur (25) est ensuite remorqué dans le sens de la flèche entre les deux remorqueurs (53) vers le site de destination.
Une fois arrivé sur le site de destination et selon une deuxième étape de la méthode d'installation, l'ensemble inférieur (25) de l'ensemble de récupération est ballasté de manière à ce qu'il s'enfonce progressivement dans l'eau. Les lignes de remorquage (65, 66) sont déroulées simultanément pour guider l'ensemble inférieur (25) vers le fonds marin. Ces lignes (65, 66) permettent également de contrôler Ea descente de l'ensemble inférieur (25) vers le fonds.
A l'approche du fonds marin (1 1) et selon la figure 3, le positionnement final de l'ensemble inférieur est réalisé en déployant les pieds (22) vers le fonds marin (1 1 ) pour ancrer de façon stable la marquise rigide (27) à l'aplomb de l'installation sous marine (21), ici un puits de pétrole. Cette opération peut être opérée avec l'assistance de système de contrôle sous marin.
Selon une troisième étape de la méthode d'installation et en référence aux figures 4 à 6), l'ensemble supérieur (26) de remontée des hydrocarbures est assemblé en mer, préférentielfement dans un endroit protégé de la houle et des vagues, par exemple dans une baie proche du lieu de stockage à terre de l'ensemble.
Cet assemblage comprend une étape d'amenée d'une bouée (40) sur l'étendue d'eau. Cette bouée flotte à la surface de l'eau essentiellement par ses propres moyens. Elle est préférentiellement de forme cylindrique et plate ce qui lui confère une meilleure stabilité en mer. Par bouée plate, 052947
10
on comprendra que le rapport de sa hauteur prise selon l'axe A-A' sur son diamètre D est inférieur à 1 .5.
Un navire de pose (52) sur lequel est stockée une conduite flexible dans un panier ou sur une bobine de stockage est amené au voisinage de la bouée (40). Le navire de pose transporte aussi la chambre collectrice (32) sur le pont du navire.
Une première conduite flexible (30) est déroulée de ce navire de pose (52). L'extrémité avale (35) de la première conduite flexible est ensuite connectée à la bouée (40). La première conduite flexible 30 s'étend alors formant un U ou une double caténaire entre la bouée (40) et le bateau de pose (52) qui retient Γ extrémité amont (34) de la premier conduite flexible (30). Alternativement, l'extrémité avale (35) de la première conduite flexible est retenue par un remorqueur et le navire de pose (52) peut être démobilisé.
Une seconde conduite flexible (33) plus courte que la première conduite flexible (30) est connectée à la bouée, I extrémité amont (38) est connectée à son emplacement définitif dans un espace ménagée dans la bouée tandis que l'extrémité avale (37) de la deuxième conduite flexible est retenue temporairement à la périphérie de la bouée.
La figure 4 montre la configuration de l'ensemble supérieur (26) de remontée des fluides une fois assemblée et prête pour son remorquage selon une quatrième étape de la méthode.
Avantageusement, la bouée (40) présente un ratio Hauteur (H)/ diamètre (D) inférieur à 1.5. Ainsi, les première et deuxième conduites flexibles peuvent être connectées sur la bouée à la suite d'opération de tirage opérée depuis la surface supérieure de la bouée et la connexion fluidique entre les première et seconde conduites flexibles peut être réalisée au dessus de la bouée avec un raccord de conduite rigide (41). Une ligne (70) de tirage connecte la bouée (40) à un remorqueur (53). Le remorquage de l'ensemble supérieur (26) dans le sens de la flèche F est opéré par le remorqueur 53 et le navire de pose (52) se déplace dans le même sens à une vitesse adaptée à celle du remorqueur.
Cette troisième étape d'assemblage de l'ensemble supérieur (26) est avantageusement effectuée en temps masqué, pendant la phase d'installation de l'ensemble inférieur (25) à savoir pendant l'étape une ou/et deux de la méthode d'installation décrite(s) précédemment. Ainsi, en réalisant plusieurs étapes simultanément on réduit le temps nécessaire pour la mise marche de l'ensemble de récupération (10).
Lorsque l'ensemble supérieur (26) arrive au voisinage du site de destination, la chambre collectrice (32) est connectée à l'extrémité amont (34) de la première conduite flexible (30) uis, elle est connectée au câble (72) d'un treuil disposé sur le navire (52) comme illustré sur la figure 5. Le câble est progressivement déroulé. La chambre collectrice (32) pesant environ 100 à 150 tonnes, elle s'enfonce sous son propre poids vers le fond marin dans le sens de la flèche de la figure 6.
Selon une cinquième étape de la méthode, et selon la figure 7, la chambre collectrice est connectée sur l'ensemble inférieur qui a déjà été préinstallé à l'aplomb de l'installation sous marine. Pour cela, la bouée 40 est ballastée un peu plus afin de guider la première conduite flexible (30) avec la chambre collectrice (32) vers le faite de la marquise (27). A l'aide d'un robot sous marin (74), la chambre collectrice est connectée sur la marquise (27). Ensuite l'ensemble supérieur (26) est connecté à une installation de surface (13). Pour ce faire, selon une sixième étape de la méthode d'installation et comme illustré par la figure 8, la première conduite flexible (30) est mise sous tension en augmentant la flottabilité de la bouée (40) qui exerce ainsi une force de traction nécessaire au maintien de la première conduite flexible dans une position sensiblement verticale.
Enfin, l'extrémité avale (37) de la deuxième conduite flexible (33) est récupéré et connectée à l'installation de surface (13). Elle s'étend en caténaire entre la bouée et le navire (13).

Claims

REVENDICATIONS
1- Méthode d'installation d'un ensemble (10) de récupération d'hydrocarbures s'échappant d'une installation sous marine (21) comprenant les étapes suivantes :
(1) Amenée d'un ensemble inférieur (25) de remontée des hydrocarbures comprenant une marquise rigide (27) ayant la forme d'un entonnoir inversé et comprenant des compartiments de ballastage (29) sur le site de destination
(2) Déploiement de l'ensemble inférieur vers le fonds marin (11) à l'aplomb de l'installation sous marine (21)
(3) Assemblage en mer d'un ensemble supérieur (26) de remontée des fluides destiné à remonter les fluides entre le fond marin et l'installation de surface (13), ledit ensemble supérieur (26) comprenant :
o Une première conduite flexible (30) destinée à s'étendre sensiblement verticalement entre le fonds marin (11) et la surface (12)
o Une chambre collectrice (32) connectée à l'extrémité amont
(34) de la première conduite flexible (30)
o Une bouée (40) connectée à l'extrémité avale (35) de la première conduite flexible (30) et destinée à être immergée sous la surface de l'eau (12) p our maintenir la première conduite flexible (30) sensiblement dans sa position verticale o Une seconde conduite flexible (33) s'étendant en chainette et connectée à l'extrémité avale de la première conduite flexible (30) et à l'installation de surface (13)
(4) Remorquage de l'ensemble supérieur (26) sur le site de destination. (5) Connexion de la chambre collectrice (32) sur l'ensemble inférieur (25).
(6) Mise sous tension de la première conduite flexible (30)
(7) Connexion de l'extrémité avale (37) de la seconde conduite flexible (33) à l'installation de surface (13).
Méthode selon la revendication 1 caractérisée en ce que les étapes 3 et 4 d'assemblage en mer de l'ensemble supérieur (26) et de remorquage sur le site sont effectuées simultanément à (aux) l'étape(s) 1 ou/et 2
Méthode d'installation selon les revendications 1 ou 2 caractérisée en ce que l'assemblage de l'ensemble supérieur (26) comprend les étapes suivantes :
a. Amenée de la bouée (40) sur l'étendue d'eau
b. Déroulement en caténaire de la première conduite flexible (30) à partir d'un navire de pose (52) et connexion de l'extrémité avale (35) de la première conduite flexible (30) sur la bouée (40) tandis que l'extrémité amont (34) est retenue à partir du navire (52).
c. Déroulement de la seconde conduite flexible (33) et connexion de son extrémité amont (38) sur la bouée (40) d. Connexion de la chambre collectrice (32) sur l'extrémité amont (34) de la première conduite flexible.
Méthode d'installation selon la revendication 3 caractérisée en ce que, sur le site de destination, l'extrémité amont (34) de la première conduite flexible (30) munie de la chambre collectrice (32) est déployée vers le fond marin en déroulant le câble (72) puis est connectée sur la marquise (27) de l'ensemble inférieur (25) 5- Méthode d'installation selon les revendications 3 ou 4 caractérisée en ce que la flottabilité de bouée (40) est augmentée pour maintenir la première conduite flexible (30) sensiblement dans une configuration verticale en exerçant une force de traction verticale vers la surface de l'étendue d'eau.
6- Méthode d'installation selon l'une quelconque des revendications 3 à 5, caractérisée en ce que l'extrémité avale (37) de la seconde conduite flexible (33) est récupérée et est connectée à l'installation de surface (13)
7- Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 6 caractérisée en ce que la bouée (40) présente un ratio Hauteur (H)/ diamètre (D) inférieur à 1.5 et en ce que les première et deuxième conduites flexibles sont connectées sur la bouée à la suite d'une opération de tirage opérée depuis la surface supérieure de la bouée et en ce que la connexion fluidique entre les première et seconde conduite flexible est réalisée au dessus de la bouée avec un raccord de conduite rigide (41).
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