WO2001083291A1 - Dispositif de transfert d'un fluide entre au moins deux supports flottants - Google Patents

Dispositif de transfert d'un fluide entre au moins deux supports flottants Download PDF

Info

Publication number
WO2001083291A1
WO2001083291A1 PCT/FR2001/001227 FR0101227W WO0183291A1 WO 2001083291 A1 WO2001083291 A1 WO 2001083291A1 FR 0101227 W FR0101227 W FR 0101227W WO 0183291 A1 WO0183291 A1 WO 0183291A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
sea
rigid
depth
floating
floating supports
Prior art date
Application number
PCT/FR2001/001227
Other languages
English (en)
Inventor
Steven Alexander Barras
Bill George Louis
Philippe François ESPINASSE
Didier B. Renard
Gene Raborn
Pierre Savy
Original Assignee
Coflexip
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 Coflexip filed Critical Coflexip
Priority to BRPI0110352-0A priority Critical patent/BR0110352B1/pt
Priority to US10/257,899 priority patent/US6779949B2/en
Priority to AU2001254897A priority patent/AU2001254897A1/en
Publication of WO2001083291A1 publication Critical patent/WO2001083291A1/fr

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B22/00—Buoys
    • B63B22/02—Buoys specially adapted for mooring a vessel
    • B63B22/021—Buoys specially adapted for mooring a vessel and for transferring fluids, e.g. liquids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B27/00—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers
    • B63B27/24—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers of pipe-lines

Definitions

  • the present invention relates, for an offshore oil production installation, a device for transferring a fluid between at least two floating supports such as, on the one hand, a crude oil production vessel (life crude) into a product devoid of gas (dead oil), and on the other hand, a loading buoy (CALM Buoy) from which tankers are filled with said product to be transported ashore (onshore).
  • a crude oil production vessel life crude
  • a product devoid of gas devoid of gas
  • CALM Buoy loading buoy
  • the production vessel whose acronym is FPSO (Floating Production Storage Offloading) is generally anchored in the crude oil production zone and it is separated from the loading buoy by several kilometers, on the order of 1 to 3 kilometers. .
  • FPSO Floating Production Storage Offloading
  • the device for transferring petroleum from the production vessel to the loading buoy consists of at least one so-called export line, one end of which is connected to the production vessel and the other end of which is connected to the production buoy loading.
  • export lines consist of a flexible pipe or a rigid tube, as described in API 17B, 17 J and 5CT (American Petroleum Institute).
  • the connections of its ends are ensured by sorts of ball joints (flexjoint), so as to allow said export line to follow, on the one hand, the relative movements of each of the floating supports and, on the other hand, to absorb more or less the stresses generated by the swell and the sea currents likely to appear up to a certain depth of the sea.
  • flexible connection means connecting the end of the rigid pipe to one of the floating supports and ensuring the continuity of flow of oil between the two floating supports via the rigid line.
  • the flexible pipe which replaces the conventional connection has the same dimensions as the latter, of the order of a few meters.
  • the rigid pipe therefore remains partially submerged in a zone of turbulence, and consequently the ends of the pipe are subjected to vibrations due to large currents. These vibrations associated with tension cause premature fatigue of the rigid pipe.
  • the floating supports concerned can move independently of one another and in any direction, over a distance which is considered to be approximately equal to approximately 10% of the depth of the sea on which said floating supports float, the amplitude of the relative movement between the two devices can therefore be of the order of 20% of said depth.
  • buoys To reduce the tension generated by the weight of the line and limit the tension at the ends, positive buoys have been widely used so as to create a single or double wave between the two floating supports.
  • the series or series of buoys corresponding to the waves formed along the length of the export line confer on the export line an extra length between its ends, which makes it possible to absorb differences in length due to the relative displacements of the floating supports and this, in the worst operating conditions, that is to say when said floating supports move in opposite directions .
  • a disadvantage of buoys with positive buoyancy on the export line lies in the fact that the cost of said export line is increased significantly without thereby solving the problems associated with the bending moments generated by dynamic forces or those related vibrations caused by sea currents in particular.
  • the present invention aims to remedy the aforementioned drawbacks by dissociating the bending moments developed by the movements of the floating supports and the vibrations, from the tension forces developed by the weight of the export line.
  • the subject of the present invention is a device for transferring fluid between two floating supports on the surface of a sea in which a zone of turbulence is determined over a given depth, said device comprising a rigid hollow transport line and immersed in a catenary in the sea, flexible connection means connecting each end of the rigid transport line to one of said floating supports, said connection means ensuring a flow of oil between the two floating supports via said rigid transport line , characterized in that the entire rigid transport line including said ends is immersed in the sea at a depth which is greater than said zone of turbulence.
  • the rigid pipe is therefore immersed in a non-turbulent zone, defined by these speeds.
  • Each flexible and deformable link connecting one end of the export line to the corresponding floating support absorbs all dynamic bending stresses and vibrations, without requiring additional specific equipment.
  • Figure 1 is a schematic representation of the invention according to a first embodiment.
  • Figure 2 is a schematic representation of the invention according to a second embodiment.
  • Figure 3 is a schematic representation of the invention according to a third embodiment.
  • the device according to a first embodiment of the invention shown in FIG. 1, comprises a transport line constituted by a rigid tube 1, which is connected by each of its ends 2 and 3 to a floating support 4 * 5 arranged at the surface 6 of a sea 7, the depth (P) of which depends on the underwater oil deposit to be exploited.
  • Support 4 is a production vessel designated by the acronym FPSO in which crude oil is transformed into another product.
  • the support 5 is generally constituted by a loading buoy which is anchored on the seabed 8 of the sea 7 using appropriate means 9 which will not be described and which are well known to specialists.
  • the production vessel 4 is separated from the loading buoy 5 by a distance L of between several hundred meters and several kilometers.
  • the tankers, not shown, are filled with the product transformed from the loading buoy which will also not be described because it is widely used by specialists.
  • Each floating support 4, 5 is capable of moving laterally with respect to an equilibrium position by a distance substantially equal to .10% of the depth P.
  • the directions of the relative lateral displacements are indicated by the arrows S] to S ; said lateral movements having a tendency to bring the two floating supports towards or away from one another.
  • Maximum range of motion relative between the two floating supports 4, 5 can reach 20% of the depth P.
  • Each end 2, 3 is connected to the corresponding floating support 4, 5 by a connecting means 10 which, in its simplest form, consists of a flexible pipe which absorbs dynamic stresses and takes up the traction due to the weight of the pipe rigid.
  • the transport line or rigid tube 1 is bent with a radius of curvature which essentially depends on the distance L and the relative lateral displacements between the two floating supports 4 and 5.
  • the minimum radius of curvature that affect rigid tube 1 cannot be lower than the MBR of said rigid tube (MBR is the abbreviation for Minimum Bending Radius).
  • MBR Minimum Bending Radius
  • the ends 2 and 3 of the rigid tube 1 and the entire rigid tube 1 must be located below the turbulence zone given for the sea in question, that is to say the zone located at the depth PI below which the effects of swell and sea currents such as orbital currents are relatively insignificant.
  • the rigid tube 1 is only subjected to tensile stresses at the ends 2 and 3, which tensile stresses are generated by the weight of the rigid tube and the dynamic stresses created by the lateral displacements. relative between the two floating supports 4 and 5.
  • the rigid tube 1 is practically no longer subjected to the vibrations liable to be generated by sea currents because the ends 2 and 3 are immersed at a depth PI which is greater than the depth of the turbulence zone.
  • the swell effects they are absorbed by the possibility of the connecting means 10 to flex in given directions and to resume the traction effects developed in the rigid tube 1.
  • the loading buoy 5 is moored on the seabed with a high tension also, a balance is thus achieved between the two types of tension due to the weight of the rigid tube and the mooring of the loading buoy.
  • These high tensions make it possible to stabilize the loading buoy and consequently limit its movements in all horizontal directions.
  • a head angle ⁇ in static, between 50 ° and 65 ° and preferably equal to 60 °. It should be noted, in this case, that only the other end of the export line is capable of moving to follow the movements of the floating support 4.
  • the connecting means 10 are each formed on the one hand by at least one mooring line 11 which extends between the corresponding floating support and the end 2 or 3 of the tube rigid 1, each end 2, 3 being constituted by a swan neck 12 and on the other hand by a flexible pipe section 13 of which one end 14 is connected to a connector 15 which, in turn, is connected to the floating support 4 , 5 corresponding and the other end of which is connected to the swan neck by appropriate means (connectors) to ensure the continuity of the flow of oil.
  • the mooring line 11 may consist of a chain, a textile cable, for example carbon, a steel cable or a nylon rope.
  • the mooring line 11 supports the weight of the rigid tube 1 and absorbs, thanks to its flexibility, the effects of swell, the sea currents not inducing vibrations due to the small diameter of the mooring line.
  • the flexible pipe section 13 ensures the flow of the transformed product between the floating supports 4, 5 and the rigid tube 1. Due to the flexibility and its capacity to deform, the flexible pipe section 13 is capable of following the movements of the floating support to which it is connected.
  • the length of the flexible pipe section 13 is greater than the length of the mooring line 11, the length difference being of the order of 20%, so that it does not take up any tensile force.
  • the flexible pipe section is provided, at at least one of its ends, with a curvature limiter, for example vertebrae 16 or a stiffener, well known to specialists.
  • the angle at the head ⁇ of the connecting means is between 45 ° and 75 ° in static and between 20 ° and
  • the angle ⁇ in dynamics corresponds to the angle formed by the configuration during the relative movements between the floating supports and the rigid tube 1.
  • the interval from 20 ° to 85 ° in dynamics is chosen so as to limit the horizontal component of the tension created on the rigid tube 1 when the amplitude of the relative movements of the floating supports is maximum and to avoid excessive curvature beyond of the MBR and thus significant fatigue of the rigid tube 1 when the amplitude of the relative movements between the floating supports is minimal.
  • the non-turbulence zone (and therefore the turbulence zone) as indicated above is defined by a zone or depth of water in which the sea currents have a maximum relative speed of between 0.5 m / s and 1 m / s. Those skilled in the art will know how to determine the depth of immersion as a function of the diameter of the rigid tube and the effects of turbulence.
  • the turbulent zone can descend to a depth of 300 m or even 500 m (15% to 25% of the water depth ) in certain fields.
  • this zone of turbulence could have a maximum depth of the order of 50 m (5% of the water depth).
  • a fixed production tower 20, disposed on a well head, can be connected to the floating support 4 to constitute an oil production installation.
  • the fixed tower 20 is connected to said floating support 4 by connection means, such as those shown in FIGS. 1 or 2, and by a rigid pipe 1 immersed in the catenary, the latter being completely submerged at a depth PI which is greater than the given turbulence zone of the sea.
  • the length of each connecting means is greater than the depth PI.
  • This petroleum production installation is completed by a loading buoy 5 which is connected to the floating support 4 by the means described above.
  • the crude oil (live crude) produced by the wellhead and rising in the fixed tower 20 is transferred to the floating production support 4, the treated oil then being transferred to the loading buoy 5 from which the tankers are supplied.
  • floating supports can also consist of an oil platform, a SPAR (Acronym for Submersible Pipe Alignment Rig) or any surface and oil production unit.
  • SPAR Application for Submersible Pipe Alignment Rig

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
  • Heat Treatment Of Strip Materials And Filament Materials (AREA)

Abstract

Dispositif de transfert d'un fluide entre au moins deux supports flottants du type comprenant une ligne de transport creuse rigide (1) et immergée en caténaire dans la mer, des moyens de liaison souples (10) reliant chaque extrémité (2, 3) de la ligne de transport rigide (1) à un desdits supports flottants (4, 5) et il est caractérisé en ce que la totalité de la ligne de transport rigide (1) incluant lesdites extrémités (2, 3) est immergée dans la mer à une profondeur (P1) qui est supérieure à ladite zone de turbulence, lesdits moyens de liaison (10) assurant une continuité d'écoulement du pétrole entre les deux supports flottants (4, 5) par l'intermédiaire de ladite ligne de transport rigide.

Description

DISPOSITIF DE TRANSFERT D 'UN FLUIDE ENTRE A U MOINS DEUX SUPPORTS FLOTTANTS
La présente invention concerne, pour une installation de production pétrolière en mer (offshore), un dispositif de transfert d'un fluide entre au moins deux supports flottants tels que, d'une part, un navire de production du pétrole brut (life crude) en un produit dépourvu de gaz (dead oil), et d'autre part, une bouée de chargement (CALM Buoy) à partir de laquelle des pétroliers sont remplis par ledit produit pour être transporté à terre (onshore).
Le navire de production dont l'acronyme anglais est FPSO (Floating Production Storage Offloading) est généralement ancré dans la zone de production du pétrole brut et il est séparé de la bouée de chargement par plusieurs kilomètres, de l'ordre de 1 à 3 kilomètres.
Le dispositif de transfert du pétrole depuis le navire de production jusqu'à la bouée de chargement est constitué par au moins une ligne dite d' export dont une extrémité est reliée au navire de production et dont l'autre extrémité est reliée à la bouée de chargement. Ces lignes d' export sont constituées par une conduite flexible ou un tube rigide, tels que décrits dans l'API 17B, 17 J et 5CT (American Petroleum Institute).
Lorsque la ligne d' export est constituée rigide, les liaisons de ses extrémités sont assurées par des sortes de rotules (flexjoint), de manière à permettre à ladite ligne d' export de suivre, d'une part, les mouvements relatifs de chacun des supports flottants et, d'autre part, d'absorber plus ou moins les sollicitations engendrées par la houle et les courants marins susceptibles d'apparaître jusqu'à une certaine profondeur de la mer. Il est connu par le document GB 2 335 723 de remplacer la rotule classique par des moyens de liaison souple reliant l'extrémité de la conduite rigide à un des supports flottants et assurant la continuité d'écoulement du pétrole entre les deux supports flottants par l'intermédiaire de la ligne rigide. Cependant, selon ce document, la conduite souple qui remplace la connexion classique a les mêmes dimensions que celle-ci, de l'ordre de quelques mètres. La conduite rigide reste donc partiellement immergée dans une zone de turbulence, et par conséquent les extrémités de la conduite sont soumises à des vibrations dues aux courants importants. Ces vibrations associées avec la tension entraînent une fatigue prématurée de la conduite rigide.
Comme les supports flottants concernés peuvent se déplacer indépendamment l'un de l'autre et dans n'importe quelle direction, sur une distance qui est considérée comme étant approximativement égale à environ 10 % de la profondeur de la mer sur laquelle flottent lesdits supports, l'amplitude du mouvement relatif entre les deux engins peut donc être de l'ordre de 20 % de ladite profondeur.
Pour permettre ces mouvements relatifs qui peuvent représenter de 10 à 50% de la distance séparant les supports flottants, il est d'usage de prévoir une ligne d' export dont la longueur est largement supérieure à ladite distance séparant les deux supports flottants.
Par ailleurs, des efforts dynamiques de flexion et des vibrations sont engendrés sur la partie courante de la ligne d' export par les mouvements de houle, les courants marins et les déplacements relatifs des supports. De plus, des tensions sont également créées aux extrémités de la ligne d' export, ces tensions étant dues principalement au poids de ladite ligne d' export.
La combinaison des efforts dynamiques, des vibrations et des tensions entraîne une fatigue importante de la ligne d' export au niveau des liaisons d'extrémité, ce qui réduit de manière significative la durée de vie de la ligne d' export.
Dans le cas d'un tube rigide et pour réduire les vibrations, les zones soumises à des vibrations importantes sont équipées de moyens spécifiques supplémentaires, comme par exemple des hélices anti-vibrations. Mais une telle solution induit un surcroît du coût de fabrication de la ligne d' export.
Pour réduire la tension engendrée par le poids de la ligne et limiter la tension aux extrémités, des bouées de flottaison positive ont été largement utilisées de manière à créer une simple ou double vague entre les deux supports flottants. La ou les séries de bouées correspondant aux vagues formées sur la longueur de la ligne d'export confèrent à la ligne d'export une surlongueur entre ses extrémités, ce qui permet d'absorber les écarts de longueur dus aux déplacements relatifs des supports flottants et ce, dans les plus mauvaises conditions de fonctionnement c'est-à-dire lorsque lesdits supports flottants se déplacent dans des sens opposés. Un inconvénient des bouées à flottabilité positive sur la ligne d'export réside dans le fait que le coût de ladite ligne d'export est augmenté de manière conséquente sans résoudre pour autant les problèmes liés aux moments de flexion engendrés par les efforts dynamiques ni ceux liés aux vibrations provoquées par les courants marins notamment. De plus, en réduisant le poids apparent de la ligne d'export, cette dernière a tendance à se déplacer avec des amplitudes de mouvement non négligeables en fonction des courants marins. Ces déplacements répétés entraînent une fatigue importante principalement au niveau des liaisons avec les supports flottants. Une autre solution consiste à poser la ligne d'export rigide sur le fonds marin et à relier ses extrémités aux supports flottants par des colonnes montantes (riser). Mais la longueur d'une telle installation est totalement prohibitive et ne peut être envisagée valablement pour de grandes profondeurs. La présente invention a pour but de remédier aux inconvénients précités en dissociant les moments de flexion développés par les mouvements des supports flottants et les vibrations, des efforts de tension développés par le poids de la ligne d'export.
La présente invention a pour objet un dispositif de transfert de fluide entre deux supports flottants à la surface d'une mer dans laquelle une zone de turbulence est déterminée sur une profondeur donnée, ledit dispositif comprenant une ligne de transport creuse rigide et immergée en caténaire dans la mer, des moyens de liaison souples reliant chaque extrémité de la ligne de transport rigide à un desdits supports flottants, lesdits moyens de liaison assurant une continuité d'écoulement du pétrole entre les deux supports flottants par l'intermédiaire de ladite ligne de transport rigide, caractérisé en ce que la totalité de la ligne de transport rigide incluant lesdites extrémités est immergée dans la mer à une profondeur qui est supérieure à ladite zone de turbulence.. En effet et pour un lieu donné du gisement pétrolier qui est exploité, les spécialistes déterminent assez facilement la hauteur de la couche d'eau (zone de turbulence) au-delà de laquelle les mouvements de houle sont relativement faibles et dans laquelle les ' courants marins présentent une faible intensité, c'est-à-dire en pratique une vitesse maximale des courants marins inférieurs à 1 m/s voire à 0,5 m/s. Selon l'invention, on immerge donc la conduite rigide dans une zone non turbulente, définie par ces vitesses.
Chaque liaison souple et déformable reliant une extrémité de la ligne d'export au support flottant correspondant, absorbe toutes les sollicitations dynamiques de flexion et les vibrations, sans nécessiter des équipements spécifiques supplémentaires.
D'autres avantages et caractéristiques apparaissent à la lecture de la description de plusieurs modes de réalisation de l'invention, ainsi que des dessins annexés sur lesquels :
La figure 1 est une représentation schématique de l'invention selon un premier mode de réalisation.
La figure 2 est une représentation schématique de l'invention selon un second mode de réalisation. La figure 3 est une représentation schématique de l'invention selon un troisième mode de réalisation.
Le dispositif selon un premier mode de réalisation de l'invention représenté sur la figure 1, comprend une ligne de transport constituée par un tube rigide 1, qui est reliée par chacune de ses extrémités 2 et 3 à un support flottant 4* 5 disposé à la surface 6 d'une mer 7 dont la profondeur (P) dépend du gisement sous-marin pétrolier à exploiter. Le support 4 est un navire de production désigné par l'acronyme FPSO dans lequel le pétrole brut est transformé en un autre produit. Le support 5 est généralement constitué par une bouée de chargement qui est ancrée sur le fond marin 8 de la mer 7 à l'aide de moyens appropriés 9 qui ne seront pas décrits et qui sont bien connus des spécialistes. Le navire de production 4 est séparé de la bouée de chargement 5 par une distance L comprise entre plusieurs centaines de mètres et plusieurs kilomètres. Les pétroliers, non représentés, sont remplis par le produit transformé à partir de la bouée de chargement qui ne sera également pas décrite car elle est largement utilisée par les spécialistes.
Chaque support flottant 4, 5, est susceptible de se déplacer latéralement par rapport à une position d'équilibre d'une distance sensiblement égale à .10% de la profondeur P. Les sens des déplacements latéraux relatifs sont indiqués par les flèches S] à S ; lesdits déplacements latéraux ayant une tendance à rapprocher ou à éloigner les deux supports flottants l'un par rapport à l'autre. L'amplitude maximale des mouvements relatifs entre les deux supports flottants 4, 5 peut atteindre 20% de la profondeur P.
Chaque extrémité 2, 3 est reliée au support flottant 4, 5 correspondant par un moyen de liaison 10 qui, dans sa forme la plus simple, est constitué par une conduite flexible qui absorbe les sollicitations dynamiques et reprend la traction due au poids de la conduite rigide. Dans cette configuration, la ligne de transport ou tube rigide 1 est courbée avec un rayon de courbure qui dépend essentiellement de la distance L et des déplacements relatifs latéraux entre les deux supports flottants 4 et 5. Bien évidemment, le rayon de courbure minimum qu'affecterait le tube rigide 1 ne saurait être inférieur au MBR dudit tube rigide (MBR est l'abréviation de Minimum Bending Radius). L'angle en tête α, en statique, que fait la ligne d'export avec la surface 6 de la mer est compris entre 45° et 75°.
Dans tous les cas, les extrémités 2 et 3 du tube rigide 1 et la totalité du tube rigide 1 doivent être situées au-dessous de la zone de turbulence donnée pour la mer considérée, c'est-à-dire de la zone située à la profondeur PI au-dessous de laquelle les effets de houle et des courants marins tels que les courants orbitaux sont relativement peu importants.
Grâce à la présente invention, le tube rigide 1 n'est soumis qu'à des efforts de traction au niveau des extrémités 2 et 3, lesquels efforts de traction sont engendrés par le poids du tube rigide et les sollicitations dynamiques créées par les déplacements latéraux relatifs entre les deux supports flottants 4 et 5. Le tube rigide 1 n'est pratiquement plus soumis aux vibrations susceptibles d'être engendrées par les courants marins du fait que les extrémités 2 et 3 sont immergées à une profondeur PI qui est supérieure à la profondeur de la zone de turbulence. Quant aux effets de houle, ils sont absorbés par la possibilité qu'ont les moyens de liaison 10 à fléchir dans des directions données et à reprendre les effets de traction développés dans le tube rigide 1. En .effet, lorsque les supports flottants s'éloignent l'un de l'autre dans les sens opposés SI et S4, le tube rigide est soumis à des efforts de traction et lorsqu'ils se rapprochent l'un de l'autre dans les sens S2 et S3 des efforts de flexion sont engendrés, ce qui conduit à une courbure importante du tube rigide 1 par rapprochement de ses extrémités. Dans une autre forme de réalisation, non représentée, il est possible d'utiliser un tube rigide 1, immergé en caténaire plus profondément dans la mer 7, de manière à créer des tensions relativement importantes dues au poids plus élevé du tube rigide. Ce poids élevé du tube rigide permet de limiter l'influence des courants marins sur le rigide. Comme par ailleurs la bouée de chargement 5 est amarrée sur le fond marin avec une tension élevée également, on réalise ainsi un équilibre entre les deux types de tension dus au poids du tube rigide et à l'amarrage de la bouée de chargement. Ces fortes tensions permettent de stabiliser la bouée de chargement et de limiter en conséquence ses déplacements dans toutes les directions horizontales. Dans ce cas, il est préférable d'utiliser un angle en tête α, en statique, compris entre 50° et 65° et de préférence égal à 60°. Il faut noter, dans ce cas, que seule l'autre extrémité de la ligne d'export est susceptible de se déplacer pour suivre les mouvements du support flottant 4.
Dans le mode de réalisation représenté sur la figure 2, les moyens de liaison 10 sont constitués chacun d'une part par au moins une ligne d'amarrage 11 qui s'étend entre le support flottant correspondant et l'extrémité 2 ou 3 du tube rigide 1, chaque extrémité 2, 3 étant constituée par un col de cygne 12 et d'autre part par un tronçon de conduite flexible 13 dont une extrémité 14 est reliée à un connecteur 15 qui, à son tour, est relié au support flottant 4, 5 correspondant et dont l'autre extrémité est reliée au col de cygne par des moyens appropriés (connecteurs) pour assurer la continuité de l'écoulement du pétrole.
La ligne d'amarrage 11 peut être constituée par une chaîne, un câble textile par exemple en carbone, un câble en acier ou une corde en nylon. La ligne d'amarrage 11 supporte le poids du tube rigide 1 et absorbe, grâce à sa souplesse, les effets de houle, les courants marins n'induisant pas de vibrations en raison du faible diamètre de la ligne d'amarrage. Le tronçon de conduite flexible 13 assure l'écoulement du produit transformé entre les supports flottants 4, 5 et le tube rigide 1. En raison de la souplesse et de sa capacité à se déformer, le tronçon de conduite flexible 13 est capable de suivre les mouvements du support flottant auquel il est relié.
La longueur du tronçon de conduite flexible 13 est plus grande que la longueur de la ligne d'amarrage 11, la différence de longueur étant de l'ordre de 20 %, de manière à ce qu'elle ne reprenne aucun effort de traction. Dans une forme avantageuse, le tronçon de conduite flexible est muni, à au moins une de ses extrémités, d'un limiteur de courbure, par exemple des vertèbres 16 ou un raidisseur, bien connu des spécialistes.
Dans tous les modes de réalisation des figures 1 à 3, l'angle en tête α du moyen de liaison est compris entre 45° et 75° en statique et entre 20° et
85° en dynamique. L'angle α en dynamique correspond à l'angle formé par la configuration lors des mouvements relatifs entre les supports flottants et le tube rigide 1.
L'intervalle de 20° à 85° en dynamique est choisi de manière à limiter la composante horizontale de la tension créée sur le tube rigide 1 lorsque l'amplitude des mouvements relatifs des supports flottants est maximale et à éviter une courbure excessive au-delà du MBR et ainsi une fatigue importante du tube rigide 1 lorsque l'amplitude des mouvements relatifs entre les supports flottants est minimale. La zone de non turbulence (et donc la zone de turbulence) telle qu'indiquée précédemment est définie par une zone ou profondeur d'eau dans laquelle les courants marins ont une vitesse relative maximale comprise entre 0,5 m/s et 1 m/s. L'homme de l'art saura déterminer la profondeur d'immersion en fonction du diamètre du tube rigide et des effets de turbulence. A titre d'exemple, dans le cas du Brésil (zone où la vitesse des courants est importante), la zone turbulente peut descendre jusqu'à une profondeur de 300 m voire 500 m (15% à 25 % de la profondeur d'eau) dans certains champs. Au contraire, en Afrique de l'Ouest (zone où les turbulences sont plutôt faibles), cette zone de turbulence pourra avoir une profondeur maximale de l'ordre de 50 m (5% de la profondeur d'eau).
Une tour fixe de production 20, disposée sur une tête de puits, peut être connectée au support flottant 4 pour constituer une installation de production pétrolière. Dans ce cas, la tour fixe 20 est reliée audit support flottant 4 par des moyens de liaison, tels que ceux représentés sur les figures 1 ou 2, et par une conduite rigide 1 immergée en caténaire, cette dernière étant totalement immergée à une profondeur PI qui est supérieure à la zone de turbulence donnée de la mer. La longueur de chaque moyen de liaison est supérieure à la profondeur PI.
Cette installation de production pétrolière est complétée par une bouée de chargement 5 qui est connectée au support flottant 4 par les moyens décrits précédemment. Dans ce cas, le pétrole brut (live crude) produit par la tête de puits et remontant dans la tour fixe 20 est transféré au support flottant de production 4, le pétrole traité étant ensuite transféré à la bouée de chargement 5 à partir de laquelle les pétroliers sont approvisionnés.
Bien évidemment, les supports flottants peuvent être constitués également notamment par une plateforme pétrolière, un SPAR (Acronyme de Submersible Pipe Alignement Rig) ou toute unité de surface et de production de pétrole.

Claims

REVENDICATIONS
1. Dispositif de transfert de fluide entre deux supports flottants (4, 5) à la surface d'une mer (7) dans laquelle une zone de turbulence est déterminée sur une profondeur donnée (PI), ledit dispositif comprenant une ligne de transport creuse rigide (1) et immergée en caténaire dans la mer, des moyens de liaison souples (10) reliant chaque extrémité (2, 3) de la ligne de transport rigide (1) à un desdits supports flottants (4, 5), lesdits moyens de liaison (10) assurant une continuité d'écoulement du pétrole entre les deux supports flottants (4, 5) par l'intermédiaire de ladite ligne de transport rigide, caractérisé en ce que la totalité de la ligne de transport rigide (1) incluant lesdites extrémités (2, 3) est immergée dans la mer à une profondeur (PI) qui est supérieure à ladite zone de turbulence.
2. Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens de liaison (10) sont constitués chacun par une conduite flexible.
3. Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens de liaison (10) sont constitués chacun par une ligne d'amarrage (11) et un tronçon de conduite creuse (13).
4. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que les moyens de liaison (10) font, avec la surface de la mer, un angle α compris entre 20 et 85°.
5. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé en ce que l'angle α est compris, en statique, entre 45 et 75°.
6. Dispositif selon la revendication 5, caractérisé en ce que l'angle α est compris entre 50° et 65° et de préférence égale à 60°, de manière à réaliser une immersion en caténaire profonde du tube rigide (1).
7. Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce chaque moyen de liaison (10) présente une longueur supérieure à la profondeur de la zone de turbulence.
8. Dispositif selon la revendication 3 caractérisé en ce que le tronçon de conduite creuse (13) est renforcé localement par des moyens raidisseurs.
9. Installation de production pétrolière en mer, comprenant au moins un support flottant (4) relié par des moyens de liaison souples à une extrémité d'une conduite rigide (1) immergée en caténaire dans la mer et dont l'autre extrémité est reliée par des moyens de liaison souples à une tour fixe ancrée (20) sur une tête de puits, lesdits moyens de liaison assurant une continuité d'écoulement entre ledit support flottant (4) et la tour fixe (20), caractérisée en ce que la totalité de la conduite rigide (1) incluant lesdites extrémités est immergée à une profondeur (PI) de mer supérieure à une zone de turbulence donnée de ladite mer.
PCT/FR2001/001227 2000-04-28 2001-04-20 Dispositif de transfert d'un fluide entre au moins deux supports flottants WO2001083291A1 (fr)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BRPI0110352-0A BR0110352B1 (pt) 2000-04-28 2001-04-20 dispositivo de transferência de fluido entre dois suportes flutuantes e instalação de produção petrolìfera no mar.
US10/257,899 US6779949B2 (en) 2000-04-28 2001-04-20 Device for transferring a fluid between at least two floating supports
AU2001254897A AU2001254897A1 (en) 2000-04-28 2001-04-20 Device for transferring a fluid between at least two floating supports

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR00/05456 2000-04-28
FR0005456A FR2808263B1 (fr) 2000-04-28 2000-04-28 Dispositif de transfert d'un fluide entre au moins deux supports flottants

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2001083291A1 true WO2001083291A1 (fr) 2001-11-08

Family

ID=8849714

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2001/001227 WO2001083291A1 (fr) 2000-04-28 2001-04-20 Dispositif de transfert d'un fluide entre au moins deux supports flottants

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6779949B2 (fr)
AU (1) AU2001254897A1 (fr)
BR (1) BR0110352B1 (fr)
FR (1) FR2808263B1 (fr)
OA (1) OA12258A (fr)
WO (1) WO2001083291A1 (fr)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006120351A1 (fr) 2005-05-13 2006-11-16 Saipem S.A. Dispositif de transfert de fluide entre deux supports flottants
FR2916795A1 (fr) * 2007-05-29 2008-12-05 Saipem S A Sa Installation de liaison fond-surface comprenant un disposisitf elastique d'amortissement reprenant la tension de l'extremite superieure d'une conduite rigide en subsurface

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002060750A1 (fr) * 2001-01-24 2002-08-08 Single Buoy Moorings Inc. Systeme de dechargement absorbant le mouvement des vagues
BRPI0400422A (pt) * 2004-03-02 2005-10-18 Petroleo Brasileiro Sa Arranjo de elemento compensador suspensor
WO2005090152A1 (fr) * 2004-03-23 2005-09-29 Single Buoy Moorings Inc. Exploitation d'un gisement a l'aide d'une unite de generation d'energie centralisee
GB0410319D0 (en) * 2004-05-08 2004-06-09 Dunlop Oil & Marine Ltd Oil transport pipes
US20060156744A1 (en) * 2004-11-08 2006-07-20 Cusiter James M Liquefied natural gas floating storage regasification unit
EP1739279A1 (fr) * 2005-06-30 2007-01-03 Single Buoy Moorings Inc. Méthode pour l'installation d'une colonne montante depuis une unité de production en mer
US7543613B2 (en) * 2005-09-12 2009-06-09 Chevron U.S.A. Inc. System using a catenary flexible conduit for transferring a cryogenic fluid
US8414342B2 (en) * 2008-01-18 2013-04-09 Single Buoy Moorings, Inc. Steel pipeline fluid transfer system
US8517044B2 (en) * 2008-01-28 2013-08-27 Single Buoy Moorings Inc. Long distance submerged hydrocarbon transfer system
US8286678B2 (en) 2010-08-13 2012-10-16 Chevron U.S.A. Inc. Process, apparatus and vessel for transferring fluids between two structures
FR2971762B1 (fr) * 2011-02-22 2015-05-01 Technip France Systeme de transfert d'un fluide, notamment du gaz de petrole liquefie entre une premiere installation de surface et une deuxieme installation de surface

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4096705A (en) * 1976-01-27 1978-06-27 Compagnie Generale Pour Les Developpements Operationnels Des Richesses Sous-Marines "C.G. Doris" Laying of underwater pipelines
AU526574B2 (en) * 1979-03-08 1983-01-20 Incitec Investments Ltd. Self-release coupling
FR2768993A1 (fr) * 1997-09-26 1999-04-02 Doris Engineering Dispositif de liaison d'une bouee de dechargement et d'une installation marine de production de produits petroliers
GB2335723A (en) 1998-03-26 1999-09-29 Bluewater Terminal Systems Nv Pipeline connection apparatus

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4182584A (en) * 1978-07-10 1980-01-08 Mobil Oil Corporation Marine production riser system and method of installing same
FR2689603B1 (fr) * 1992-04-07 1994-05-20 Coflexip Dispositif de montage d'une ligne flexible comportant un limiteur de courbure.
US5885028A (en) * 1996-12-10 1999-03-23 American Oilfield Divers, Inc. Floating systems and method for storing produced fluids recovered from oil and gas wells

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4096705A (en) * 1976-01-27 1978-06-27 Compagnie Generale Pour Les Developpements Operationnels Des Richesses Sous-Marines "C.G. Doris" Laying of underwater pipelines
AU526574B2 (en) * 1979-03-08 1983-01-20 Incitec Investments Ltd. Self-release coupling
FR2768993A1 (fr) * 1997-09-26 1999-04-02 Doris Engineering Dispositif de liaison d'une bouee de dechargement et d'une installation marine de production de produits petroliers
GB2335723A (en) 1998-03-26 1999-09-29 Bluewater Terminal Systems Nv Pipeline connection apparatus

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006120351A1 (fr) 2005-05-13 2006-11-16 Saipem S.A. Dispositif de transfert de fluide entre deux supports flottants
FR2885613A1 (fr) 2005-05-13 2006-11-17 Saipem S A Sa Dispositif de transfert de fluide entre deux supports flottants
US7677837B2 (en) 2005-05-13 2010-03-16 Saipem S.A. Device for transferring fluid between two floating supports
FR2916795A1 (fr) * 2007-05-29 2008-12-05 Saipem S A Sa Installation de liaison fond-surface comprenant un disposisitf elastique d'amortissement reprenant la tension de l'extremite superieure d'une conduite rigide en subsurface
WO2008152288A3 (fr) * 2007-05-29 2009-05-14 Saipem Sa Installation de liaison fond-surface comprenant un dispositif elastique d'amortissement reprenant la tension de l'extremite superieure d'une conduite rigide en subsurface

Also Published As

Publication number Publication date
BR0110352A (pt) 2003-07-08
FR2808263A1 (fr) 2001-11-02
US20030091396A1 (en) 2003-05-15
US6779949B2 (en) 2004-08-24
FR2808263B1 (fr) 2002-07-05
OA12258A (en) 2006-05-11
BR0110352B1 (pt) 2009-08-11
AU2001254897A1 (en) 2001-11-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1073823B1 (fr) Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installee a grande profondeur
EP1078144B1 (fr) Conduite hybride pour grande profondeur
EP0894938B1 (fr) Dispositif de transfert de fluide entre un équipement de fond sous-marin et une unité de surface.
EP1899219B1 (fr) Dispositif de transfert de fluide entre deux supports flottants
EP2507466B1 (fr) Ensemble de raccordement d'une conduite tubulaire flexible à une installation sous-marine
OA11270A (en) Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
OA12814A (en) Système de colonne mo ntante flexible.
EP2329175B1 (fr) Installation de conduite montante flexible de transport d'hydrocarbures pour grande profondeur
WO2001083291A1 (fr) Dispositif de transfert d'un fluide entre au moins deux supports flottants
FR2787859A1 (fr) Riser ou colonne hybride pour le transfert de fluide
OA12820A (en) Système de colonne montante reliant deux installations sous-marines fixes à une unité de surface flottante.
EP1562823B1 (fr) Installation de transfert de gaz liquefie et son utilisation
US6857822B2 (en) Riser system employing a tensioning mechanism
EP2571753B1 (fr) Installation de liaison fond-surface comprenant une structure de guidage de conduite flexible
EP2785952A1 (fr) Installation de liaisons fond-surface flexibles multiples sur au moins deux niveaux
FR2636670A1 (fr) Methode et dispositif d'amarrage et de connexion d'une extremite de ligne flexible avec une conduite d'un edifice marin flottant
FR2768118A1 (fr) Dispositif de mouillage d'un tanker de dechargement d'une installation marine de production et de stockage de produits petroliers
EP2640923B1 (fr) Tour d'exploitation de fluide dans une étendue d'eau et procédé d'installation associé.
FR2768993A1 (fr) Dispositif de liaison d'une bouee de dechargement et d'une installation marine de production de produits petroliers
FR2757896A1 (fr) Systeme pour le forage et la production d'effluents petroliers

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AE AG AL AM AT AU AZ BA BB BG BR BY BZ CA CH CN CO CR CU CZ DE DK DM DZ EE ES FI GB GD GE GH GM HR HU ID IL IN IS JP KE KG KP KR KZ LC LK LR LS LT LU LV MA MD MG MK MN MW MX MZ NO NZ PL PT RO RU SD SE SG SI SK SL TJ TM TR TT TZ UA UG US UZ VN YU ZA ZW

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): GH GM KE LS MW MZ SD SL SZ TZ UG ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LU MC NL PT SE TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GW ML MR NE SN TD TG

DFPE Request for preliminary examination filed prior to expiration of 19th month from priority date (pct application filed before 20040101)
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 10257899

Country of ref document: US

122 Ep: pct application non-entry in european phase
NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP