FR2768457A1 - Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante - Google Patents

Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante Download PDF

Info

Publication number
FR2768457A1
FR2768457A1 FR9711608A FR9711608A FR2768457A1 FR 2768457 A1 FR2768457 A1 FR 2768457A1 FR 9711608 A FR9711608 A FR 9711608A FR 9711608 A FR9711608 A FR 9711608A FR 2768457 A1 FR2768457 A1 FR 2768457A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
anchor
riser
fixed
seabed
pipes
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.)
Granted
Application number
FR9711608A
Other languages
English (en)
Other versions
FR2768457B1 (fr
Inventor
Francois Eugene Paul Thiebaud
Vincent Alliot
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.)
Stolt Comex Seaway SA
Original Assignee
Stolt Comex Seaway 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 Stolt Comex Seaway SA filed Critical Stolt Comex Seaway SA
Priority to FR9711608A priority Critical patent/FR2768457B1/fr
Priority to US09/148,444 priority patent/US6082391A/en
Priority to BRPI9803421-9A priority patent/BR9803421B1/pt
Priority to OA9800165A priority patent/OA10874A/fr
Publication of FR2768457A1 publication Critical patent/FR2768457A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of FR2768457B1 publication Critical patent/FR2768457B1/fr
Priority to US09/578,382 priority patent/US6321844B1/en
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63BSHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B35/4406Articulated towers, i.e. substantially floating structures comprising a slender tower-like hull anchored relative to the marine bed by means of a single articulation, e.g. using an articulated bearing
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63BSHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/24Anchors
    • B63B21/26Anchors securing to bed
    • B63B21/27Anchors securing to bed by suction
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63BSHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B22/00Buoys
    • B63B22/04Fixations or other anchoring arrangements
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/01Risers
    • E21B17/012Risers with buoyancy elements
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/01Risers
    • E21B17/015Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00Fluid handling
    • Y10T137/402Distribution systems involving geographic features

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Revetment (AREA)
  • Bridges Or Land Bridges (AREA)
  • Conveying And Assembling Of Building Elements In Situ (AREA)

Abstract

Le secteur technique de l'invention est le domaine de la construction d'installations d'extraction de produits pétroliers du sous-sol sous-marin.La présente invention a pour objet un dispositif de transport sous-marin de produits pétroliers â colonne montante.Le dispositif de transport selon l'invention comporte au moins une colonne montante (8) et la colonne montante est fixée au sous-sol (10) par une ancre (11) â friction.

Description

Dispositif de transport sous-marin de produits pétroliers
à colonne montante
La présente invention a pour objet un dispositif de transport sousmarin de produits pétroliers à colonne montante.
Le secteur technique de l'invention est le domaine de la construction d'installations d'extraction de produits pétroliers du soussol sous-marin.
La présente invention est plus particulièrement relative à un dispositif ou système de canalisation pour le transport de produits pétroliers extraits d'un (ou plusieurs) puits creusé(s) dans le sous-sol sous-marin jusqu'à une structure flottante ou semi-submersible (de surface), en particulier jusqu'à une base flottante de production, stockage et chargement (F.P.S.O.).
L'invention s'applique en particulier à la partie de la canalisation qui s'étend depuis la surface du fond sous-marin jusqu'à la structure flottante ou semi-submersible.
Un objectif de la présente invention est de procurer un tel dispositif qui soit bien adapté aux profondeurs importantes, en particulier aux profondeurs supérieures ou égales à 750 mètres, et à son procédé de mise en oeuvre.
Pour l'élévation jusqu'à la surface des produits pétroliers extraits en eaux profondes, il est connu d'utiliser des canalisations rigides, particulièrement en acier, alors que pour l'élévation des produits extraits en eaux peu profondes, il est connu d'utiliser des canalisations souples ou déformables.
I1 est en particulier connu d'utiliser en eaux profondes des colonnes montantes ou risers s 'étendant sensiblement verticalement et étant sensiblement rigides.
De telles colonnes montantes parfois dites hybrides ( hybrid risers ) peuvent être constituées - comme représenté schématiquement en section transversale figure 9 - par un faisceau vertical de canalisations en acier qui sont - en partie au moins - supportées par des moyens de flottaison ; de telles colonnes montantes comportent une structure centrale tubulaire rectiligne en acier qui s'étend verticalement, qui peut être remplie d'air pour participer à la flottaison, et qui est entourée par de la mousse (matière plastique alvéolaire) sur une partie au moins de sa hauteur, par exemple sous forme de modules cylindriques creux empilés (et/ou enfilés) autour de la structure tubulaire centrale ; cette mousse participe à la flottaison des canalisations de production et d'extraction pour le transport vers la surface des produits extraits, et pour le transport vers le fond de fluides de services et le cas échéant d'énergie, s'étendent autour et le long de la structure centrale, au travers de la mousse ces tronçons de canalisations périphériques de transport vertical sont raccordés à leur extrémité inférieure à des canalisations essentiellement rigides et métalliques courant sur le fond sous-marin, jusqu'au puits d'extraction, et sont raccordés à leur extrémité supérieure à des tronçons de canalisations souples s 'étendant jusqu'à la structure flottante, généralement par l'intermédiaire de raccords en col de cygne ( gooseneck ).
De telles structures de colonnes montantes où les canalisations de transport sont entourées par de la mousse synthétique, sont particulièrement intéressantes pour remonter des produits pétroliers depuis le fond sous-marin car la mousse joue un rôle d'isolant thermique, limite ainsi le refroidissement du brut par l'eau de mer froide, et limite ainsi la formation de produits indésirables (paraffine, hydrates) dans les conduits.
Du fait que ces colonnes montantes, qui s'étendent jusqu'à une profondeur de quelques dizaines de mètres sous la surface, ont une grande longueur (hauteur), c'est-à-dire de plusieurs centaines de mètres, il est important de maîtriser leur déformation (courbure) résultant en particulier de l'action hydrodynamique des courants et de leur positionnement sous l'eau, afin de maintenir le déplacement de l'extrémité supérieure de ces colonnes dans des limites acceptables ; à défaut, on peut aboutir à des efforts trop importants sur les canalisations souples reliant ces colonnes à la structure flottante ; on peut également aboutir à des chocs entre deux colonnes montantes disposées à proximité l'une de l'autre, et/ou à des imbrications (ou enchevêtrements) indésirables entre la colonne montante et d'autres structures filiformes (câbles ombilicaux, autres canalisations montantes par exemple) disposées au voisinage de celle-ci.
Le problème posé consiste en particulier à proposer un système d'ancrage performant de la base de la colonne montante dans le sous-sol sous-marin.
Un objectif de l'invention consiste à proposer un système de fixation au sous-sol sous-marin de la base de la colonne montante qui soit facile et peu coûteux à mettre en oeuvre à grande profondeur.
Un autre objectif de l'invention consiste à proposer un système de fixation au sous-sol sous-marin de la base de la colonne montante qui facilite la solidarisation de la colonne montante au sous-sol sous-marin, et le cas échéant sa désolidarisation ultérieure en vue du ré-emploi de la colonne en une autre région du sous-sol sous-marin.
Un autre objectif de l'invention consiste à proposer un système de fixation au sous-sol sous-marin de la base de la colonne montante qui permette une liaison entre le moyen d'ancrage et la base de la colonne, qui puisse être soit articulée, soit encastree.
Un autre objectif de l'invention consiste à proposer un système de fixation au sous-sol sous-marin de la base de la colonne montante qui soit de faible coût (en termes matériel et de mise en oeuvre) pour être abandonné après utilisation.
Selon un premier aspect de l'invention, la colonne montante est fixée au sous-sol par une ancre à friction ; à cet effet, l'ancre est dotée d'une surface de contact importante (et de préférence nervurée) avec le sous-sol.
Selon un autre aspect, la colonne montante est fixée au sous-sol par une ancre poids ; à cet effet, l'ancre est dotée d'une masse importante (plusieurs tonnes ou dizaines de tonnes au moins).
De préférence, dans les deux cas, I'ancre a une forme sensiblement cylindrique dont une base est ouverte.
Dans le cas de l'ancre à friction, l'ancre peut être essentiellement constituée par une coque allongée munie d'une paroi cylindrique nervurée, de section polygonale, qui est fermée (de façon étanche) à une extrémité par une paroi par exemple plane, en forme de disque de contour polygonal, qui, en position d'utilisation (d'ancrage) forme la partie supérieure ; la mise en place de l'ancre s'effectue de la façon suivante : on pose l'ancre sur le fond sous-marin par la face ouverte prévue à l'extrémité inférieure de l'ancre ; on met en dépression (par aspiration ou succion de l'eau par une pompe) l'espace interne délimité par les parois de l'ancre, qui s'enfonce alors (sensiblement verticalement) dans le sol sous l'effet de la pression hydrostatique qui s'applique sur elle, jusqu'à pénétration totale (ou au moins d'une partie importante) de ses parois latérales cylindriques dans le sol généralement, l'extrémité inférieure de l'ancre sera enfoncée dans le sol d'au moins 5 mètres, par exemple de l'ordre de 10 à 25 mètres.
Compte tenu de la surface élevée (de l'ordre de 100 à 1 000 m2) de la face interne et de la face externe des parois de l'ancre enfoncées dans le sol, on obtient une résistance à l'arrachement importante (de l'ordre de plusieurs dizaines ou centaines de tonnes) du fait des forces de friction qu'exerce le sous-sol sous-marin sur ces parois ; en outre, du fait que la cavité (remplie d'eau de mer) résiduelle délimitée par les parois latérales ou périphériques de l'ancre (en forme de cloche) et par la paroi supérieure, est isolée de façon sensiblement étanche de l'eau de mer entourant l'ancre, on obtient une résistance à l'arrachement supplémentaire résultant d'un effet de succion ou de ventouse.
Selon un autre aspect, I'invention consiste à proposer un procédé de construction d'un dispositif de transport de produits pétroliers par colonne montante fixée par une ancre, dans lequel on enfonce l'ancre dans le sous-sol sous-marin par mise en dépression de la cavité délimitée par le sol et de la partie supérieure de l'ancre en forme de cloche.
Dans le cas d'utilisation d'une ancre poids, celle-ci peut être essentiellement constituée par une coque cylindrique de section polygonale, dont la base supérieure est ouverte et dont la base inférieure est en partie au moins fermée.
Une telle ancre forme un conteneur susceptible de recevoir une quantité importante (plusieurs centaines de tonnes) d'un matériau pesant en vrac tel qu'un minerai métallique ou des résidus de traitement d'un tel minerai.
Selon un autre aspect, l'invention consiste à proposer un procédé de construction d'un dispositif de transport de produits pétroliers par colonne montante fixée par une ancre, dans lequel on dépose par gravité un matériau pesant dans la coque de l'ancre en acheminant ce matériau par la structure tubulaire centrale creuse de la colonne montante.
Les nombreux avantages procurés par l'invention seront mieux compris au travers de la description suivante qui se réfère aux dessins annexés, qui illustrent sans aucun caractère limitatif des modes préférentiels de réalisation de l'invention.
Dans les dessins, les éléments identiques ou similaires portent, sauf indication contraire, les mêmes références d'une figure à l'autre.
La figure 1 illustre en vue latérale schématique les principaux constituants d'un dispositif de transport de produits pétroliers pour leur remontée depuis la surface du fond sous-marin jusqu'à la surface de l'eau.
La figure 2 illustre en vue latérale schématique à une échelle agrandie, un détail de réalisation d'une ancre à friction et ses moyens de liaison avec la colonne montante selon un mode préféré de réalisation de l'invention.
La figure 3 illustre en vue de dessus un mode de réalisation de l'invention, dans lequel trois faisceaux de canalisations courant sur le fond sous-marin sont raccordés à la base d'une colonne montante fixée au sous-sol par une ancre à friction, et est sensiblement une vue de dessus du dispositif illustré figure 2.
Les figures 5 à 7 illustrent en vue en perspective schématique trois variantes de réalisation de l'invention.
Les figures 5a, 5b, 6a, 6b, 7a, 7b sont des vues de détail selon A et
B, à une échelle agrandie, des figures 5 à 7 respectivement.
La figure 4 illustre en vue de dessus schématique une structure flottante de production, stockage et chargement de produits pétroliers, ses moyens d'ancrage propres ainsi que ses moyens de liaison à quatre colonnes montantes de transport de produits pétroliers.
La figure 8 illustre en vue en perspective schématique un mode préféré de réalisation d'une structure entrant dans la constitution d'une ancre poids pour la fixation d'une colonne montante conformément à l'invention.
La figure 9 illustre en vue en coupe transversale schématique la structure d'une colonne montante isolée et rigide.
Par référence à la figure 9, la colonne montante 8 comporte une structure centrale tubulaire 23 constituée par un tube en acier délimitant une cavité cylindrique 25 qui peut être remplie d'air pour contribuer à la flottabilité de la colonne montante et qui peut en outre servir pour le transport et la chute par gravité de matériaux pesants, qui peuvent être ainsi transportés depuis la surface de l'eau (ou depuis l'extrémité supérieure de la colonne située à faible profondeur), jusqu'au fond sous-marin situé en eaux profondes pour le remplissage de la structure d'une ancre poids permettant l'ancrage de la colonne montante.
Cette structure centrale 23 est sensiblement rectiligne d'axe longitudinal 26 s'étendant en position d'utilisation sensiblement verticalement, comme illustré notamment figure 1.
La structure centrale 23 est entourée de blocs de mousse 21 sensiblement cylindriques, à l'intérieur desquels s'étendent des canalisations 22 et 24 parallèles à la structure tubulaire centrale 23 et réparties autour de celle-ci, qui sont ainsi isolées par la mousse 21 ; les canalisations 22, par exemple métalliques et rigides, servent à la remontée de produits pétroliers extraits du sous-sol sous-marin, tandis que des canalisations ou câbles ombilicaux 24 servent au transport vers le fond de fluides de service ou d'énergie électrique par exemple.
Par référence aux figures 1, 5 et 6 particulièrement, cette colonne montante 8 s'étendant verticalement selon l'axe 26 est fixée à son extrémité inférieure 9 à une ancre 11 à succion par l'intermédiaire de moyens de liaison mécaniques 13, et est fixée mécaniquement par son extrémité supérieure 7 à un flotteur 4 tel qu'un conteneur rempli d'air qui contribue également à la flottabilité de la colonne, en exerçant sur celle-ci une force verticale ascendante.
Les canalisations de transport de produits pétroliers que comporte la colonne montante 8, sont raccordées à leur extrémité supérieure, par l'intermédiaire de canalisations coudées 6 en forme de col de cygne, à des canalisations souples 3 s'étendant en chaînette entre l'extrémité supérieure 7 de la colonne montante 8 et la structure 1 flottant (ou semi-immergée) à la surface 2 de la mer, à laquelle les conduits flexibles 3 sont mécaniquement fixés par des moyens d'attache 5 illustrés schématiquement plus en détail figures 5 à 7 particulièrement.
Lesdites canalisations de transport de produits pétroliers sont en outre raccordées à 1 extrémité inférieure 9 de la colonne montante 8, aux faisceaux de canalisations 20 qui courent à la surface 14 du sous-sol 10 sous-marin (et qui proviennent d'un ou plusieurs puits d'extraction), de la manière suivante, illustrée en particulier figures 1 à 3 et 5 et 6
l'extrémité inférieure 22a d'une canalisation 22 de transport de produits pétroliers, est raccordée à une canalisation 18 formant une manchette, elle-même raccordée à 1 extrémité d'une canalisation 20b faisant partie du faisceau 20 courant à la surface 14 du sous-sol sousmarin 10 ; le faisceau 20 de canalisations peut être constitué par exemple par deux canalisations 20b de remontée de produits pétroliers et par deux canalisations 20a de transport de fluides, notamment de gaz ou d'eau, pour assurer notamment la pressurisation ou l'entretien du système de canalisations ; les extrémités des portions 20a, 20b du faisceau 20 de canalisations, sont fixées à une structure mécanique 19 formant une luge ou traîneau ( sled ), qui est équipée de patins 19a favorisant son glissement sur le sous-sol 10 sous-marin et qui peut être remorquée par un crochet 19b dont elle est équipée lors de la mise en place sur le fond sous-marin du faisceau 20 de canalisations, préalable au raccordement de celui-ci à la colonne montante.
Par référence aux figures 2 et 3 particulièrement, l'ancre 11 à friction servant à la fixation de la base 9 de la colonne montante au sous-sol 10 sous-marin, comporte une structure métallique constituée de huit facettes latérales 30 nervurées et formant en vue de dessus, comme illustré particulièrement figure 3, une paroi de section octogonale, de forme générale cylindrique, d'axe 26 vertical en position d'utilisation la hauteur des facettes 30 latérales de la structure de l'ancre 11 permet l'enfoncement selon une profondeur 31 de ces parois dans le sous-sol 10 sous-marin, comme illustré figure 2, par exemple d'une valeur comprise entre 10 et 20 mètres, la portion supérieure des parois 30 latérales s 'étendant au-dessus de la surface 14 du sous-sol 10 sur une hauteur 32, par exemple de l'ordre de un ou plusieurs mètres ; une paroi supérieure horizontale 12 prévue à l'extrémité supérieure de l'ancre 11 forme avec ces parois latérales un genre de cloche qui (lorsque l'ancre a été enfoncée dans le sous-sol 10, comme illustré figure 2), délimite avec la surface 14 du sous-sol une cavité résiduelle 33 remplie d'eau ; ceci permet de provoquer par un effet de ventouse une résistance à l'arrachement de l'ancre 11, qui s'ajoute à la résistance à l'arrachement résultant des forces de friction importantes s'exerçant sur toute la surface des facettes ou parois latérales 30 de l'ancre enfoncée dans le sous-sol 10 ; le diamètre ou la largeur 38 de l'ancre 11 est de préférence de l'ordre de quelques mètres, par exemple de l'ordre de 5 à 10 mètres.
Par référence à la figure 2 particulièrement, la base 9 de la colonne montante est rigidement fixée, par soudure par exemple, à un tronçon 35 tubulaire renforcé, dont l'extrémité inférieure est mécaniquement solidaire d'un connecteur 34, lui-même mécaniquement solidaire de la paroi supérieure horizontale plane 12 de la structure de l'ancre 11 ; une telle fixation par encastrement permet par exemple de limiter les déplacements de l'extrémité supérieure 7 de la colonne montante 8, de sorte qu'ils s'inscrivent dans un cône de demi-angle au sommet 60, par exemple de l'ordre de 1 à 5 degrés, afin de limiter le déplacement de ladite extrémité supérieure 7, dans un plan horizontal, à une valeur de l'ordre d'une ou plusieurs dizaines de mètres, compte tenu de la longueur (ou hauteur) importante de cette colonne 8, qui est par exemple de l'ordre de 1000 à 2 000 mètres ; cette extrémité 7 supérieure de la colonne 8 est par exemple située à une profondeur 61 de l'ordre de quelques dizaines de mètres, par exemple voisine de 100 mètres, et la structure flottante 1 est par exemple située à une distance 62 de l'axe 26 vertical de la colonne montante 8, également voisine de 100 mètres environ ; ceci permet par référence à la figure 4 particulièrement, de raccorder plusieurs colonnes montantes 8, relativement éloignées les unes des autres, par des faisceaux de canalisations flexibles 3 correspondants, en permettant un déplacement de ladite extrémité 7 de chacune des colonnes 8, sans que celles-ci s'entrechoquent ou s'entremêlent; par référence à cette figure, la structure 1 est positionnée à la surface de l'eau par des moyens d'ancrage tels que des lignes 15 d'ancrage équipées à leur extrémité de moyens d'ancrage symboliquement représentés par des ancres.
Alors que, comme illustré figures 1, 2, 5 et 6 particulièrement, chaque colonne montante 8 peut être fixée rigidement et de façon sensiblement encastrée dans le sous-sol sous-marin par les ancres 11 à friction ou en variante par des ancres poids illustrées schématiquement figure 8, la fixation de ces colonnes montantes peut également, comme illustré figure 7, s'effectuer par des moyens de liaison permettant un plus grand déplacement de ces colonnes montantes, c'est-à-dire par des liaisons sensiblement articulées qui, comme illustré figures 7 et 7a, peuvent être essentiellement réalisées par des tronçons de câble métallique 40, fixés par leur première extrémité supérieure à des pattes ou moyens d'attache prévus à la partie inférieure 9 de la colonne montante d'une part, et fixés par leur deuxième extrémité à des ancres à friction lia identiques ou similaires à celles décrites ci-avant ; dans le mode de réalisation illustré figures 7 et 7a, la base 9 de chaque colonne montante 8 est fixée au sous-sol sous-marin par deux ancres lia a friction ; les trois colonnes montantes 8 illustrées sur cette figure, qui utilisent des ancres lia communes, utilisent au total quatre ancres lia pour cette fixation par l'intermédiaire de câbles 40 ; ces colonnes montantes 8 sont mises en traction par leur extrémité supérieure 7 par un flotteur 4 commun de forme sensiblement cylindrique d'axe horizontal, auquel elles sont fixées par des moyens 42 illustrés schématiquement plus en détail figure 7b, et constituant des genres de pinces ; ce flotteur 4 est lui-même relié au sous-sol 10 par des ancres à friction iib enfoncées dans le sous-sol, de la même manière que décrit précédemment, le flotteur 4 étant relié à ces deux ancres llb par deux câbles 39 limitant ainsi les déplacements possibles du flotteur 4.
Par référence à la figure 7a, le raccordement de la base de la colonne 9 aux faisceaux 20 courant sur le fond, s'effectue par une portion de canalisation coudée et par un raccord 41 qui est de préférence un raccord susceptible d'être mis en place ou activé par un dispositif sous-marin télécommandé ( remote operated vessel ).
Par référence à la figure 8, la structure de l'ancre poids destinée à recevoir un matériau pesant est de manière similaire à la structure des ancres à friction décrite précédemment, essentiellement constituée par des facettes 30 sensiblement planes et ondulées, formant ensemble une structure cylindrique de section octogonale, d'axe longitudinal 26 vertical en position d'utilisation, dont la face supérieure est ouverte et dont la face inférieure est en partie au moins fermée ; cette structure délimitant la cavité 33 apte à recevoir un matériau pesant, est de préférence renforcée par des traverses 50 disposées en croix selon un ou plusieurs plans horizontaux notamment.
La figure 10 illustre en vue latérale une variante de réalisation d'un flotteur de tête pour une colonne montante.
Les figures 11 et 12 sont des vues respectives selon XI et XII de la figure 10.
La figure 13 illustre l'utilisation du flotteur des figures 10 à 12 pour l'accrochage de l'extrémité supérieure d'une colonne montante et le guidage des canalisations flexibles de raccordement de la colonne montante à la structure flottante.
Par référence à ces figures 10 à 13, le flotteur 4 est essentiellement constitué de deux caissons 104 cylindriques d'axes 105 parallèles entre eux, qui sont obturés à leurs extrémités inférieures et supérieures et reliés par deux portions tubulaires 102 d'axe longitudinal 103 parallèles entre elles et perpendiculaires aux axes 105 ; la partie inférieure du tronçon tubulaire 102 situé en partie basse des figures 10 et 11 reçoit une articulation mécanique 101 telle qu'une chape permettant l'articulation selon un axe perpendiculaire au plan de la figure 11 d'un bras 100 permettant la fixation mécanique au flotteur 4 de l'extrémité 7 supérieure de la colonne montante ; sur les figures 10 et 11, seules des portions des canalisations flexibles 3 sont représentées ; sur la figure 13, on voit que la portion tubulaire 102 supérieure du flotteur 4 illustré figures 10 à 12, sert au guidage de la partie des canalisations souples 3 situées au voisinage du raccordement avec l'extrémité supérieure de la colonne montante 8.
Les figures 14 à 28 illustrent respectivement des opérations successives de mise en place d'une colonne montante et sa fixation à une ancre préalablement posée ou enfoncée dans le sous-sol sous-marin
- figure 14 : l'ancre 11 amarrée dans le sous-sol sous-marin et émergeant par sa partie supérieure au-dessus du fond 14 sous-marin, est équipée d'une poulie 112 dans laquelle sont engagés deux brins de câble 111 qui s'étendent jusqu'à la surface 2, où ils sont attachés à une bouée 110
- figure 15 : le transport de la colonne montante 8 solidarisée à son flotteur 4 jusqu'au site où est située l'ancre 11 pour sa fixation, s'effectue par l'intermédiaire d'un vaisseau tracteur 113 relié au flotteur 4 par une ligne ou câble de traction 115, et par un vaisseau suiveur 114a relié à l'extrémité 9 de la colonne montante 8 par un deuxième câble 116 ; afin d'acheminer la colonne 8 jusqu'au site d'implantation, celle-ci est de préférence munie temporairement de bouées 120 assurant sa flottaison à la surface 2;
- figure 16 : sur le site, le vaisseau tracteur 113 est amarré à une ancre 118 qui peut être utilisée ultérieurement pour l'ancrage de la structure flottante 1 d'exploitation, laquelle ancre 118 peut être une ancre à succion ou friction ; cet amarrage s'effectue par l'intermédiaire d'une ligne ou câble 117
- figure 17 : le vaisseau suiveur 114a se dirige vers la bouée 110 reliée à la poulie 112 équipant l'ancre 11 en exerçant un effort 119 de traction sur l'extrémité 9 de la colonne 8, qui a été désolidarisée des bouées repérées 120 figures 2 et 3, et qui de ce fait s'enfonce sous le niveau de la mer d'une hauteur 130, par exemple de l'ordre de quelques dizaines de mètres
- figure 18 : l'extrémité supérieure des deux brins ilia et Illb précédemment reliés à la bouée repérée 110 figure 14, est respectivement attachée à l'extrémité 9 de la colonne 8 pour ce qui concerne le brin plia, et à un vaisseau 114b pour ce qui concerne le brin elle; l'extrémité 9 de la colonne 8 reste en outre solidaire du vaisseau 114a par l'intermédiaire de la ligne ou câble 116 dont le déroulement est contrôlé par le vaisseau 114a
- figures 19 à 21 : l'allongement ou déroulement de la ligne 116 par le vaisseau 114a et la traction simultanée sur le brin iiib par le vaisseau 114b, provoquent l'immersion régulière et contrôlée de l'extrémité inférieure 9 de la colonne 8 dont l'extrémité 7 reste en surface grâce au flotteur 4 (auquel elle est reliée par la liaison 100, 101 articulée), jusqu'à ce que la colonne montante 8 se trouve dans une position allongée selon un axe vertical illustrée figure 21
- figures 22 à 25 un navire 121 équipé de pompes permettant le remplissage et le vidage du flotteur 4 par de l'eau, est relié à cet effet par des canalisations et câbles 200 ; le flotteur 4 est progressivement et en partie rempli d'eau, de sorte qu'il s'incline et s'enfonce, permettant la descente de la colonne montante 8, dont l'extrémité inférieure 9 reste guidée en direction de la bouée 11 grâce à l'action des filins villa, iîib fixés à son extrémité inférieure 9 et simultanément tirés par le vaisseau 114b selon les flèches 120, jusqu'à ce que l'extrémité inférieure 9 de la colonne 8 soit sensiblement au contact de la partie supérieure de l'ancre 11 destinée à recevoir la colonne, ce qui correspond à la configuration représentée figures 24, 25 et 29
- figures 26 à 28 : on peut ensuite, comme illustré sur ces figures, après désolidarisation du câble alla, iitb de l'ancre 11, par exemple à l'aide d'un véhicule sous-marin téléopéré 131, engager l'extrémité inférieure 9 de la colonne 8 dans les moyens de liaison prévus en partie supérieure de l'ancre 11, notamment comme représenté à une échelle agrandie sur la figure 29 ; comme illustré figures 27 et 28, on peut ensuite raccorder les canalisations flexibles 3, tout d'abord à 1 extrémité supérieure des canalisations de transport prévues dans la colonne montante 8, comme illustré figure 27, puis raccorder ces canalisations flexibles 3 à la structure de surface 1 d'exploitation, de stockage et de production.
Par référence à la figure 29, l'extrémité inférieure 9 de la colonne 8 peut être munie d'un pivot 125 prévu à l'extrémité inférieure d'une pièce de raccordement 35, lequel pivot 125 présente une partie proéminente par rapport à la pièce 35 et présente des faces d'appui 128, qui sont susceptibles de venir en regard de faces 127 d'une pièce de liaison prévue en partie supérieure 12 de l'ancre 11, laquelle pièce de liaison délimite une ouverture ou encoche 124, à l'intérieur de laquelle peut s'engager par mouvement de translation horizontale sensiblement la partie 35 des moyens de liaison, tandis que le pivot ou téton 125 s'engage dans la cavité 126 s'étendant sous l'ouverture ou encoche 124 comme illustré sur cette figure 29, l'ancre 11 est pourvue dans sa partie supérieure d'un conduit 122 de raccordement temporaire à une pompe permettant la mise en dépression de la cavité délimitée par l'ancre 11 en forme de cloche.
La figure 29 illustre en vue en perspective schématique la base de la colonne montante et la partie supérieure d'une ancre, avant leur solidarisation.

Claims (10)

REVENDICATIONS
1. Dispositif de transport de produits pétroliers, du fond sousmarin jusqu'en surface, qui comporte au moins une colonne montante (8), caractérisé en ce que la colonne montante est fixée au sous-sol (10) par une ancre (11) à friction.
2. Dispositif de transport de produits pétroliers, du fond sousmarin jusqu'en surface, qui comporte au moins une colonne montante (8), caractérisé en ce que la colonne montante est fixée au sous-sol (10) par une ancre (11) poids.
3. Dispositif de transport de produits pétroliers, du fond sousmarin jusqu'à une structure flottante ou semi-submersible (1) de surface, qui comporte au moins une canalisation montante, sensiblement rigide et rectiligne et s'étendant sensiblement verticalement, caractérisé en ce que la canalisation montante est fixée au sous-sol par une ancre (11) dotée d'une masse importante (plusieurs tonnes ou dizaines de tonnes au moins) et d'une surface de contact importante (et de préférence nervurée) avec le sous-sol (10).
4. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 ou 3, dans lequel l'ancre comporte une coque en forme de cloche allongée, ouverte à son extrémité inférieure et fermée à son extrémité supérieure.
5. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 4; dans lequel l'ancre comporte une coque de forme sensiblement cylindrique et de section transversale polygonale.
6. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel la surface de chacune des faces internes et externes des parois latérales (30) ou périphériques de l'ancre est comprise entre 100 et 1 000 m2. et i 000 m
7. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel la colonne montante (8) comporte une structure tubulaire centrale rigide (23) entourée de mousse (21) et le long de laquelle s 'étendent plusieurs canalisations rigides (22) de transport de produits pétroliers, et dans lequel les canalisations (22) sont prolongées par des canalisations flexibles (3) fixées à la structure (1).
8. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel la colonne montante est fixée par sa base à l'ancre par une liaison (13, 34, 35) démontable assurant un encastrement ou une articulation.
9. Procédé de construction d'un dispositif de transport selon l'une quelconque des revendications 1 ou 3 à 8, dans lequel on enfonce l'ancre dans le sol par mise en dépression de la cavité (33) délimitée par le sol et de la partie supérieure de l'ancre en forme de cloche.
10. Procédé de construction d'un dispositif de transport selon la revendication 2, dans lequel on dépose par gravité un matériau pesant dans la coque de l'ancre en acheminant ce matériau par la structure tubulaire centrale creuse (23) de la colonne montante.
FR9711608A 1997-09-12 1997-09-12 Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante Expired - Fee Related FR2768457B1 (fr)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9711608A FR2768457B1 (fr) 1997-09-12 1997-09-12 Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante
US09/148,444 US6082391A (en) 1997-09-12 1998-09-04 Device for hybrid riser for the sub-sea transportation of petroleum products
BRPI9803421-9A BR9803421B1 (pt) 1997-09-12 1998-09-11 dispositivo de transporte submarino de produtos petrolìferos de coluna ascendente e processo de ancoragem de tal dispositivo ao solo submarino.
OA9800165A OA10874A (fr) 1997-09-12 1998-09-11 Dispositif de transport sous-marin de produits pétroliers à colonne montante
US09/578,382 US6321844B1 (en) 1997-09-12 2000-05-25 Hybrid riser and method for sub-sea transportation of petroleum products with the device

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9711608A FR2768457B1 (fr) 1997-09-12 1997-09-12 Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR2768457A1 true FR2768457A1 (fr) 1999-03-19
FR2768457B1 FR2768457B1 (fr) 2000-05-05

Family

ID=9511202

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR9711608A Expired - Fee Related FR2768457B1 (fr) 1997-09-12 1997-09-12 Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante

Country Status (4)

Country Link
US (2) US6082391A (fr)
BR (1) BR9803421B1 (fr)
FR (1) FR2768457B1 (fr)
OA (1) OA10874A (fr)

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2821143A1 (fr) * 2001-02-19 2002-08-23 Bouygues Offshore Installation de liaison fond-surface d'une conduite sous-marine installee a grande profondeur du type tour-hybride
FR2880910A1 (fr) * 2005-01-18 2006-07-21 Doris Engineering Dispositif de remontee de produits petroliers a partir de puits de production en mer
WO2008056185A3 (fr) * 2006-11-08 2009-02-19 Acergy France Sa Tour de colonne montante hybride et ses procédés d'installation associés
FR2938002A1 (fr) * 2008-11-05 2010-05-07 Technip France Procede de mise en place d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une etendue d'eau avec un engin de traction
FR2942497A1 (fr) * 2009-02-26 2010-08-27 Saipem Sa Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants
WO2010052422A3 (fr) * 2008-11-05 2011-03-03 Technip France Procédé de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une étendue d'eau et tour d'exploitation associée
WO2011096819A3 (fr) * 2010-02-02 2011-11-17 Framo Engineering As Système pour manipuler un dispositif de transfert
WO2013057445A1 (fr) 2011-10-21 2013-04-25 Technip France Methode d'installation d'une tour autoportee d'extraction des hydrocarbures
WO2014170375A1 (fr) * 2013-04-16 2014-10-23 Gva Consultants Ab Panneau d'extension de conduits
US8998539B2 (en) 2006-11-08 2015-04-07 Acergy France SAS Hybrid riser tower and methods of installing same

Families Citing this family (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US6397895B1 (en) 1999-07-02 2002-06-04 F. Glenn Lively Insulated pipe
NO994094D0 (no) * 1999-08-24 1999-08-24 Aker Riser Systems As Stigerörsanordning
BR0016875A (pt) * 1999-12-29 2003-06-17 Hill Rom Services Inc Suporte de paciente, colchão configurado para suportar um paciente, método para suportar um paciente, método de manter alìvio de pressão no calcanhar de um paciente, sistema de pressão para uso com um colchão de suporte de paciente, e, armação para um suporte de paciente
WO2002012776A1 (fr) 2000-08-03 2002-02-14 Stolt Offshore Sa Faisceau de pipeline isole thermiquement
GB0020552D0 (en) * 2000-08-22 2000-10-11 Crp Group Ltd Pipe assembly
BR0115502A (pt) * 2000-11-22 2003-12-30 Stolt Offshore Inc Sistema de tubo ascendente marinho
OA12417A (en) * 2001-01-08 2006-04-18 Stolt Offshore Sa Marine riser tower.
WO2002063128A1 (fr) * 2001-01-08 2002-08-15 Stolt Offshore Sa Tour de remontee marine
GB0100565D0 (en) * 2001-01-10 2001-02-21 2H Offshore Engineering Ltd Operating a subsea well
NO315284B1 (no) * 2001-10-19 2003-08-11 Inocean As Stigerör for forbindelse mellom et fartöy og et punkt på havbunnen
GB2380747B (en) * 2001-10-10 2005-12-21 Rockwater Ltd A riser and method of installing same
GB2400622B (en) * 2001-10-10 2005-11-09 Rockwater Ltd A riser and method of installing same
US6955221B2 (en) * 2002-05-31 2005-10-18 Stolt Offshore Inc. Active heating of thermally insulated flowlines
GB0212689D0 (en) * 2002-05-31 2002-07-10 Stolt Offshore Sa Flowline insulation system
US7434624B2 (en) * 2002-10-03 2008-10-14 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tension-leg riser
US7063158B2 (en) * 2003-06-16 2006-06-20 Deepwater Technologies, Inc. Bottom tensioned offshore oil well production riser
FR2859495B1 (fr) * 2003-09-09 2005-10-07 Technip France Methode d'installation et de connexion d'une conduite sous-marine montante
FR2867804B1 (fr) * 2004-03-16 2006-05-05 Technip France Methode et installation pour la mise en service d'une conduite
US7063485B2 (en) * 2004-04-22 2006-06-20 Seahorse Equipment Corporation Top tensioned riser
GB0409361D0 (en) * 2004-04-27 2004-06-02 Stolt Offshore Sa Marine riser tower
US7191836B2 (en) * 2004-08-02 2007-03-20 Kellogg Brown & Root Llc Dry tree subsea well communications apparatus and method using variable tension large offset risers
US20060162933A1 (en) * 2004-09-01 2006-07-27 Millheim Keith K System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber
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
GB2429992A (en) * 2005-09-09 2007-03-14 2H Offshore Engineering Ltd Production system
DE602006007870D1 (fr) * 2005-09-19 2009-08-27 Bp Exploration Operating
US20070081862A1 (en) * 2005-10-07 2007-04-12 Heerema Marine Contractors Nederland B.V. Pipeline assembly comprising an anchoring device and method for installing a pipeline assembly comprising an anchoring device
US8123437B2 (en) * 2005-10-07 2012-02-28 Heerema Marine Contractors Nederland B.V. Pipeline assembly comprising an anchoring device
US7793723B2 (en) * 2006-01-19 2010-09-14 Single Buoy Moorings, Inc. Submerged loading system
NO333841B1 (no) * 2006-10-06 2013-09-30 Framo Eng As Lastesystem
US7793726B2 (en) * 2006-12-06 2010-09-14 Chevron U.S.A. Inc. Marine riser system
FR2911907B1 (fr) * 2007-01-26 2009-03-06 Technip France Sa Installation de conduite montante flexible de transport d'hydrocarbures.
GB0706745D0 (en) * 2007-04-05 2007-05-16 Technip France Sa An apparatus for venting an annular space between a liner and a pipeline of a subsea riser
WO2009052853A1 (fr) * 2007-10-22 2009-04-30 Bluewater Energy Services B.V. Ensemble de transfert de fluide
US7654773B2 (en) * 2007-12-20 2010-02-02 Technip France System and method for installing a subsea pipeline
FR2930587A1 (fr) * 2008-04-24 2009-10-30 Saipem S A Sa Installation de liaison fond-surface d'une conduite rigide avec une conduite flexible a flottabilite positive et une piece de transition d'inertie
GB0810355D0 (en) 2008-06-06 2008-07-09 Acergy France Sa Methods and apparatus for hydrocarbon recovery
FR2932839B1 (fr) * 2008-06-23 2010-08-20 Technip France Installation de transport sous-marin d'hydrocarbures.
FR2933124B1 (fr) * 2008-06-27 2010-08-13 Technip France Procede d'installation d'une tour hybride dans une etendue d'eau, tour hybride et installation d'exploitation de fluides associee
FR2934635B1 (fr) * 2008-07-29 2010-08-13 Technip France Installation de conduite montante flexible de transport d'hydrocarbures pour grande profondeur
GB0819734D0 (en) 2008-10-28 2008-12-03 Acergy France Sa Guide frame for riser tower
GB0900101D0 (en) * 2009-01-07 2009-02-11 Acergy Us Inc Methods and associated apparatus of constructing and installing rigid riser structures
GB0900097D0 (en) 2009-01-07 2009-02-11 Acergy Us Inc Improvements in hybrid riser towers and fabrication thereof
BRPI0805633A2 (pt) * 2008-12-29 2010-09-14 Petroleo Brasileiro Sa sistema de riser hìbrido auto-sustentado aperfeiçoado e método de instalação
FR2948144B1 (fr) * 2009-07-16 2011-06-24 Technip France Dispositif de suspension de conduite petroliere et methode d'installation
GB2472644A (en) * 2009-08-14 2011-02-16 Acergy France Sa Marine riser apparatus and method of installation
NO335586B1 (no) * 2009-08-20 2015-01-05 Compocean As Sugeanker av fiberforsterket plast
WO2011050064A1 (fr) 2009-10-21 2011-04-28 Fluor Technologies Corporation Tours hybrides haubanées et maintenues à flot et tubes prolongateurs en eaux profondes
FR2952671B1 (fr) * 2009-11-17 2011-12-09 Saipem Sa Installation de liaisons fond-surface disposees en eventail
BR112013008061B1 (pt) * 2010-10-04 2021-06-08 Horton Wison Deepwater, Inc estrutura offshore, e método para produzir um ou mais poços offshore
EA026518B1 (ru) 2010-10-12 2017-04-28 Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. Комплект для соединения подводного стояка
US8960302B2 (en) 2010-10-12 2015-02-24 Bp Corporation North America, Inc. Marine subsea free-standing riser systems and methods
US9133691B2 (en) * 2010-10-27 2015-09-15 Shell Oil Company Large-offset direct vertical access system
FR2967451B1 (fr) * 2010-11-17 2012-12-28 Technip France Tour d'exploitation de fluide dans une etendue d'eau et procede d'installation associe.
GB2488828B (en) * 2011-03-10 2014-08-20 Subsea 7 Ltd Restraint systems for hybrid decoupled risers
FR2973064B1 (fr) * 2011-03-23 2013-03-29 Technip France Methode d'installation assistee d'une colonne sous-marine montante
WO2012138912A2 (fr) * 2011-04-07 2012-10-11 Horton Wison Deepwater, Inc. Système de flotteur pour colonne montante mise en tension par le dessus en mer et procédés de développement de champ
US9334695B2 (en) * 2011-04-18 2016-05-10 Magma Global Limited Hybrid riser system
BR112013026983B1 (pt) 2011-04-18 2020-07-21 Magma Global Limited sistema de tubo ascendente híbrido e método para comunicar fluido entre um local submarino e uma embarcação na superfície ou próxima da superfície
EP2699754B1 (fr) * 2011-04-18 2018-03-14 Magma Global Limited Système de conduite subaquatique
US20120273213A1 (en) 2011-04-27 2012-11-01 Bp Corporation North America Inc. Marine subsea riser systems and methods
US20120325489A1 (en) 2011-04-27 2012-12-27 Bp Corporation North America Inc. Apparatus and methods for use in establishing and/or maintaining controlled flow of hydrocarbons during subsea operations
EA201370231A1 (ru) 2011-04-28 2014-03-31 Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. Морские системы и способы перекачивания флюида
US9243478B2 (en) * 2011-08-29 2016-01-26 Schlumberger Technology Corporation Piping system having an insulated annulus
CN102514692B (zh) * 2011-12-24 2014-06-25 大连理工大学 一种极深水海洋油气田工程开发系统
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
GB2501277B (en) 2012-04-18 2015-06-17 Acergy France SAS Jumper support arrangements for hybrid riser towers
US20140374117A1 (en) * 2012-05-17 2014-12-25 Geir Aune Methods and Means for Installing, Maintaining and Controlling a Self-Standing Riser System
GB2564138B (en) * 2017-07-04 2020-03-11 Acergy France SAS Subsea manifolds
US11313179B2 (en) 2018-03-26 2022-04-26 Odebrecht Oleo E Gas S.A. System for connecting between risers of composite material and flowlines, which can be used with a hybrid riser, and method for constructing same
GB2578475B (en) * 2018-10-29 2021-04-21 Subsea 7 Us Llc Installing subsea pipelines using buoyancy and towing
US11035192B1 (en) 2018-12-07 2021-06-15 Blade Energy Partners Ltd. Systems and processes for subsea managed pressure operations
NL2029383B1 (en) * 2021-10-12 2023-05-11 Nevesbu B V A method of electrically connecting a floating offshore substation

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3263641A (en) * 1964-09-15 1966-08-02 Robert F Patterson Anchoring structure
US3782458A (en) * 1971-08-04 1974-01-01 Gray Tool Co Upright, swivelable buoyed conduit for offshore system
US3880105A (en) * 1973-10-01 1975-04-29 Offshore Co Drilling vessel and drilling vessel mooring system and method
FR2290345A1 (fr) * 1974-11-05 1976-06-04 Ihc Holland Nv Dispositif d'amarrage, particulierement pour effectuer des essais de production sur des puits de gaz ou de petrole en haute mer
US4031919A (en) * 1971-10-06 1977-06-28 Exxon Production Research Company Articulated riser
GB2130623A (en) * 1982-11-19 1984-06-06 Commissariat Energie Atomique System for drilling from a water surface which is insensitive to the swell
US4567843A (en) * 1980-09-12 1986-02-04 Single Buoy Moorings, Inc. Mooring system
GB2180809A (en) * 1985-09-24 1987-04-08 British Petroleum Co Plc Tethered buoyant system
US4696601A (en) * 1986-07-14 1987-09-29 Exxon Production Research Company Articulated compliant offshore structure
WO1997030887A1 (fr) * 1996-02-21 1997-08-28 Den Norske Stats Oljeselskap A/S Systeme pour la production d'hydrocarbures

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2895301A (en) * 1955-02-08 1959-07-21 California Research Corp Stabilization of submarine raft foundations
US3372409A (en) * 1965-06-09 1968-03-12 Mobil Oil Corp Apparatus for transporting fluids from a marine bottom to a floating vessel
US3535883A (en) * 1966-10-25 1970-10-27 Mobil Oil Corp Apparatus for transporting fluids between a submerged storage tank and a floating terminal
US3641602A (en) * 1969-09-09 1972-02-15 Exxon Research Engineering Co Single anchor leg single point mooring system
US3834432A (en) * 1969-09-11 1974-09-10 Subsea Equipment Ass Ltd Transfer system for suboceanic oil production
US3756293A (en) * 1970-02-20 1973-09-04 Cyrus Adler Loading terminal for tankers or other large ships with flowable cargo
FR2335133A5 (fr) * 1973-03-05 1977-07-08 Sea Tank Co Procede et dispositif de fondation par depression en site aquatique
US4266889A (en) * 1979-11-23 1981-05-12 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy System for placing freshly mixed concrete on the seafloor
US4400109A (en) * 1980-12-29 1983-08-23 Mobil Oil Corporation Complaint riser yoke assembly with breakway support means
US4529334A (en) * 1984-01-30 1985-07-16 Exxon Production Research Co. Production riser assembly
US4634314A (en) * 1984-06-26 1987-01-06 Vetco Offshore Inc. Composite marine riser system
JPS61146909A (ja) * 1984-12-20 1986-07-04 Takenaka Komuten Co Ltd 重力式海洋構造物とその安定設置法
EP0251488B1 (fr) * 1986-06-05 1991-11-06 Bechtel Limited Dispositif de colonnes montantes souples et son procédé d'utilisation
GB8905364D0 (en) * 1989-03-09 1989-04-19 Britoil Plc Offshore oil production system
FR2768457B1 (fr) * 1997-09-12 2000-05-05 Stolt Comex Seaway Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3263641A (en) * 1964-09-15 1966-08-02 Robert F Patterson Anchoring structure
US3782458A (en) * 1971-08-04 1974-01-01 Gray Tool Co Upright, swivelable buoyed conduit for offshore system
US4031919A (en) * 1971-10-06 1977-06-28 Exxon Production Research Company Articulated riser
US3880105A (en) * 1973-10-01 1975-04-29 Offshore Co Drilling vessel and drilling vessel mooring system and method
FR2290345A1 (fr) * 1974-11-05 1976-06-04 Ihc Holland Nv Dispositif d'amarrage, particulierement pour effectuer des essais de production sur des puits de gaz ou de petrole en haute mer
US4567843A (en) * 1980-09-12 1986-02-04 Single Buoy Moorings, Inc. Mooring system
GB2130623A (en) * 1982-11-19 1984-06-06 Commissariat Energie Atomique System for drilling from a water surface which is insensitive to the swell
GB2180809A (en) * 1985-09-24 1987-04-08 British Petroleum Co Plc Tethered buoyant system
US4696601A (en) * 1986-07-14 1987-09-29 Exxon Production Research Company Articulated compliant offshore structure
WO1997030887A1 (fr) * 1996-02-21 1997-08-28 Den Norske Stats Oljeselskap A/S Systeme pour la production d'hydrocarbures

Cited By (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002066786A1 (fr) * 2001-02-19 2002-08-29 Saipem Sa Installation de liaison fond-surface d'une conduite sous-marine installee a grande profondeur
US7404695B2 (en) 2001-02-19 2008-07-29 Saipem S.A. Seafloor-surface connecting installation of a submarine pipeline installed at great depth
FR2821143A1 (fr) * 2001-02-19 2002-08-23 Bouygues Offshore Installation de liaison fond-surface d'une conduite sous-marine installee a grande profondeur du type tour-hybride
FR2880910A1 (fr) * 2005-01-18 2006-07-21 Doris Engineering Dispositif de remontee de produits petroliers a partir de puits de production en mer
US8186912B2 (en) 2006-11-08 2012-05-29 Acergy France Sa Hybrid riser tower and methods of installing same
WO2008056185A3 (fr) * 2006-11-08 2009-02-19 Acergy France Sa Tour de colonne montante hybride et ses procédés d'installation associés
US8998539B2 (en) 2006-11-08 2015-04-07 Acergy France SAS Hybrid riser tower and methods of installing same
AU2007319011B2 (en) * 2006-11-08 2013-06-13 Acergy France SAS Hybrid riser tower and methods of installing same
FR2938002A1 (fr) * 2008-11-05 2010-05-07 Technip France Procede de mise en place d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une etendue d'eau avec un engin de traction
US8734055B2 (en) 2008-11-05 2014-05-27 Technip France Method for assembling an operating rig for a fluid in a body of water and associated operating rig
WO2010052422A3 (fr) * 2008-11-05 2011-03-03 Technip France Procédé de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une étendue d'eau et tour d'exploitation associée
FR2938001A1 (fr) * 2008-11-05 2010-05-07 Technip France Procede de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une etendue d'eau et tour d'exploitation associee.
WO2010052423A3 (fr) * 2008-11-05 2011-03-03 Technip France Procédé de mise en place d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une étendue d'eau avec un engin de traction
US8882390B2 (en) 2008-11-05 2014-11-11 Technip France Method for installing an operating rig for a fluid in a body of water with a traction unit
WO2010097528A1 (fr) * 2009-02-26 2010-09-02 Saipem S.A. Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants
FR2942497A1 (fr) * 2009-02-26 2010-08-27 Saipem Sa Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants
US8944871B2 (en) 2010-02-02 2015-02-03 Framo Engineering As System for handling a transfer device
WO2011096819A3 (fr) * 2010-02-02 2011-11-17 Framo Engineering As Système pour manipuler un dispositif de transfert
FR2981721A1 (fr) * 2011-10-21 2013-04-26 Technip France Methode d'installation d'une tour autoportee d'extraction des hydrocarbures
WO2013057445A1 (fr) 2011-10-21 2013-04-25 Technip France Methode d'installation d'une tour autoportee d'extraction des hydrocarbures
US9399847B2 (en) 2011-10-21 2016-07-26 Technip France Method for installing a self-supporting tower for extracting hydrocarbons
WO2014170375A1 (fr) * 2013-04-16 2014-10-23 Gva Consultants Ab Panneau d'extension de conduits

Also Published As

Publication number Publication date
FR2768457B1 (fr) 2000-05-05
OA10874A (fr) 2003-02-17
US6321844B1 (en) 2001-11-27
BR9803421A (pt) 2001-03-20
US6082391A (en) 2000-07-04
BR9803421B1 (pt) 2010-07-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
FR2768457A1 (fr) Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante
EP2255065B1 (fr) Méthode d'installation de colonne sous-marine montante
EP1073823B1 (fr) Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installee a grande profondeur
EP2286056B1 (fr) Installation de liaison fond-surface d'une conduite rigide avec une conduite flexible a flottabilite positive
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
EP1917416B1 (fr) Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface d au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer.
CA2280399C (fr) Installation d'exploitation d'un gisement en mer et procede d'implantation d'une colonne montante
EP2342488B1 (fr) Procédé de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une étendue d'eau et tour d'exploitation associée
FR2507672A1 (fr) Colonne montante pour les grandes profondeurs d'eau
EP2501889B1 (fr) Installation de liaisons fond-surface disposees en eventail
FR2988424A1 (fr) Installation de liaisons fond-surface de type tour hybride multi-risers comprenant des conduites flexibles a flottabilite positive
FR2957649A1 (fr) Procede de depose d'une ligne sous-marine au fond de la mer
CA1186514A (fr) Procede et ligne de depose d'une conduite en mer
WO2010097528A1 (fr) Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants
EP2268887B1 (fr) Element de conduite de transition d'inertie notamment pour encastrement d'une conduite rigide sous-marine
EP2652204B1 (fr) Methode d'installation d'un dispositif de recuperation d'hydrocarbures
FR2809136A1 (fr) Installation de liaison fond-surface pour conduite sous- marine, dispositif de liaison entre un flotteur et un riser, et procede d'intervention dans ledit riser
WO2011144864A1 (fr) Installation de liaison fond-surface comprenant une structure de guidage de conduite flexible
FR2938001A1 (fr) Procede de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une etendue d'eau et tour d'exploitation associee.
WO2009156695A1 (fr) Procédé d'installation d'une tour hybride dans une étendue d'eau, tour hybride et installation d'exploitation de fluides associée
EP3265642B1 (fr) Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface comprenant des risers verticaux relies par des barres
FR3060095B1 (fr) Cadre temporaire de renforcement de structure sous-marine
EP2689093B1 (fr) Méthode d'installation assistée d'une colonne sous-marine montante
FR2812370A1 (fr) Dispositif de flottaison annele d'un pipeline a grande profondeur

Legal Events

Date Code Title Description
ST Notification of lapse

Effective date: 20060531