WO2003093627A1 - Systeme de colonne montante flexible - Google Patents

Systeme de colonne montante flexible Download PDF

Info

Publication number
WO2003093627A1
WO2003093627A1 PCT/FR2003/001119 FR0301119W WO03093627A1 WO 2003093627 A1 WO2003093627 A1 WO 2003093627A1 FR 0301119 W FR0301119 W FR 0301119W WO 03093627 A1 WO03093627 A1 WO 03093627A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
buoy
riser
riser system
seabed
catenary
Prior art date
Application number
PCT/FR2003/001119
Other languages
English (en)
Inventor
Ange Luppi
Original Assignee
Technip-France
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Technip-France filed Critical Technip-France
Priority to AU2003246801A priority Critical patent/AU2003246801A1/en
Priority to BRPI0309592-4A priority patent/BR0309592B8/pt
Priority to US10/512,892 priority patent/US20050158126A1/en
Publication of WO2003093627A1 publication Critical patent/WO2003093627A1/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
    • B63B22/18—Buoys having means to control attitude or position, e.g. reaction surfaces or tether
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/50—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
    • B63B21/507—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers with mooring turrets
    • B63B21/508—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers with mooring turrets connected to submerged buoy
    • 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
    • B63B22/023—Buoys specially adapted for mooring a vessel and for transferring fluids, e.g. liquids submerged when not in use
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/01—Risers
    • E21B17/015—Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type

Definitions

  • the present invention relates to a riser system (Riser Tower System in English) intended to connect a fixed subsea installation such as a wellhead or a manifold to a floating surface unit such as a platform or a FPSO (Floating Production Storage and Offloading) type ship.
  • a riser system Raiser Tower System in English
  • a floating surface unit such as a platform or a FPSO (Floating Production Storage and Offloading) type ship.
  • the zones of turbulence which are located between 50 and 300 m below the surface of the water can have effects not only on the installation or unit surface which can undergo movements due to swell and other phenomena such as pitch, roll, etc. but also on the riser system which undergoes forces due to waves, wind and sea currents.
  • riser systems are designed to withstand these stresses which can be more or less significant.
  • Various types of riser systems have been proposed and are described, for example, in US 3,111,692, 3,677,302, 4,031,919, 4,188,156, 4,182,584, 4,388, 022, 4,400,109 and 4,423,984.
  • the buoyancy of the buoy which must be greater than the weight of the pipes in large numbers in such an operation.
  • the submerged buoy must also have a buoyancy reserve to give the whole system the stiffness necessary to limit its lateral movements. Indeed, the lateral movements of the buoy are undesirable because they can bend the rigid pipes to spokes such that they can plastically deform the pipes and thus create an initiation of crushing by ovalization at the level of the inflection zone (Sag Bend in English).
  • the inflection zone is located above the contact zone of the conduits on the seabed, said contact zone being usually called the Touch Down Point (TDP in English).
  • the object of the present invention is to propose at least one riser system or Riser Tower System which is more suited to the movements of the surface unit, simple to carry out and to set up and less expensive than the systems of the art. previous, at comparable operating conditions.
  • An object of the present invention is a riser system intended to connect a fixed underwater installation to a surface unit, of the type comprising at least one flexible pipe arranged in catenary and extending between the surface installation and a submerged buoy, at least one riser (Riser in English) arranged, in catenary between said buoy and the seabed, said buoy being anchored on the seabed by means of an anchoring device comprising at least two lines d 'taut anchor, and which is characterized in that it comprises at least two mooring lines in catenary and on which are provided return means which exert on said buoy a restoring force which depends on the lateral movement of said buoy.
  • An advantage of the present invention lies in the fact that, when the submerged buoy moves laterally, it is automatically returned to its initial or equilibrium position by the return means, the force of which is variable, that is to say that they develop a restoring force which depends on the amplitude of the lateral movement of the buoy.
  • ballast which is distributed on either side of the point or
  • the weighted part of the mooring line located above the point of contact, in the direction of the buoy, mainly constitutes the restoring force.
  • the ballast can be of any kind such as chains, balls, weights or even pigs.
  • each mooring line is connected to the buoy by a flange or crow's feet which is disposed below the buoy and which is intended to prevent or at least limit the rotation of the buoy.
  • Figure 1 is a schematic elevational view of the riser system according to an embodiment of the invention.
  • Figure 2 is a schematic elevational view of the riser system for several lateral positions of the buoy.
  • the column system 1, shown diagrammatically in FIG. 1, is intended to connect a fixed underwater installation 2, constituted for example by a wellhead, a manifold or other collector and delivering a product coming from an oil deposit or other, to a floating surface unit or installation 3 such as a platform or an FPSO, the distance separating the surface 3 and submarine installations 2 being able to reach several thousand meters.
  • a buoy 5 is immersed which is anchored on the seabed 6 by.
  • two anchoring lines 7, 8 ("tether" in English) which are stretched between the buoy 5 and a dead body 9 or other anchoring means (suction stack).
  • One or more flexible pipes 10 extending in catenary between the surface unit 3 and the buoy 5 are connected to one or more rising pipes 11 (Riser in English), which extend in catenary between the buoy 5 and the fixed marine installation 2, so that a fluid communication is established between said installations 2. and 3.
  • -s' proposedant catenary of the buoy to the seabed can be of any type such as ⁇ rigid pipes commonly called SCR (Steel Catenary Riser), single or double casing * (Pipe in Pipe) and even lines flexible or 4th hybrid pipes comprising at least one flexible part and one rigid part. '
  • the riser system (Risèr Tower System in English) • includes at least two mooring lines 18, 19 (mooring in English) arranged in a catenary between buoy 5 and the seabed 6.
  • Each mooring line 18, 19 comprises in the lower portion 14 a part 13 which is ballasted with a ballast 12.
  • This ballast 12 constitutes return means for the buoy, the return force depending mainly on the lateral movement which said buoy 5 could have and the cause of which may have as origin a strong swell, sea currents and more generally the displacements of the surface unit 3.
  • the weights 12 are distributed on each side of the contact zone 15 (Touch Down Point in English) which is the zone or the point, where the mooring line joins the seabed 6.
  • the weights 12 can be constituted by weights, balls, chains or even pigs. The weights are distributed on either side of the contact zone when the buoy is in its equilibrium position (median position A in Figure 2).
  • the mooring lines 7, 8 are substantially vertical and the ballasted parts 13 of the mooring lines 18, 19 rest for the most part on the seabed 6.
  • the weighted parts 13 rest more on the seabed while in position B, the weighted parts 13 are raised and thus develop a restoring force which tends to bring the system back to position A, the restoring force being may vary depending on the weighted length which is lifted from the seabed by the movement of the corresponding mooring line, motion induced by the lateral movement of the buoy 5 ( Figure 2).
  • the ballast of each mooring line 18, 19 is constituted by 4 inch chains ( ⁇ 10 cm) which are distributed over 100 m, knowing that when the buoy 5 is at the midpoint (at the vertical), approximately one third of the ballast is lifted from the ground and produces a tension of approximately 50 tonnes in each mooring line 18, 19.
  • these indications are given only by way of example, the choice and the arrangement of the elements constituting the ballast depends on the specific case under consideration. However, it is possible to indicate that the weight per unit of length which is set for ballasting the catenary mooring line 18, 19 depends in particular on the distance between the buoy 5 and the seabed 6.
  • Each tensioned anchor line 7, 8 is attached to a som and 16 of a bridle or crow's feet 17 which is fixed on the buoy at one end of the latter, and which is also intended to prevent or strongly limit the rotation of the buoy.
  • the attachment points of the anchor lines 7, 8 on the flanges 17 are preferably substantially in the median plane passing through the longitudinal axis 18 of the buoy 5. In FIG. 1, the median plane comprising the anchor lines 7, 8 is shown by the dotted lines XX.
  • Each mooring line 18, 19 is connected to one end 20 of the buoy 5 which is opposite to the other lateral end 21 to which the riser or pipes are connected ("Riser" in English). It can also be connected to the top 16 of the flange '17 , so that the attachment points of the mooring lines 18, 19 are located substantially in the median plane in which the attachment points to the buoy 5 of the lines are located. 7, 8.
  • the buoy 5 is of variable buoyancy and it comprises several parts, for example three parts 22 to 24 each consisting of a hollow cylinder.
  • Such a structure of the buoy 5 makes it possible to avoid having to develop very large forces at the level of the buoy 5, which forces depend in particular on the number and the weight of the risers which will be provided between the seabed 6 and the said buoy 5.
  • each cylinder 22 to 24 constitutes a compartment which can be emptied partially or totally as and
  • the risers 11 (Riser in English) are connected to the flexible pipes associated 10 by tip connections in a manner known per se. These risers 11 are supported by the buoy by a connection receptacle and suspension device shown schematically in FIG. 1 and referenced 30, in which their end piece is housed. It should be noted that this device may include damping means intended to allow the risers a certain angular movement relative to the buoy at their connection.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)

Abstract

Système de colonne montante reliant une installation sous-marine fixe à une unité de surface flottante. Il est du type comprenant au moins une conduite flexible (10) disposée en caténaire et s'étendant entre l'installation de surface (2) et une bouée immergée (5), au moins une conduite montante (11) disposée en caténaire entre ladite bouée (5) et le fond marin (6), ladite bouée (5) étant ancrée sur le fond marin par l'intermédiaire d'un dispositif d'ancrage (9) comportant au moins deux lignes d'ancrage tendues (7, 8), et il est caractérisé en ce qu'il comporte au moins deux lignes d'amarrage (18, 19) en caténaire et sur lesquelles sont prévues des moyens de rappel (12 à 14) qui exercent sur ladite bouée (5) une force de rappel qui dépend du mouvement latéral de ladite bouée (5). Applications pétrolières pour une exploitation en mer.

Description

SYSTEME DE COLONNE MONTANTE FLEXIBLE
La présente invention concerne un système de colonne montante (Riser Tower System en anglais) destiné à relier une installation sous- marine fixe telle qu'une tête de puits ou un manifold à une unité de- surface flottante telle qu'une plate-forme ou un navire du type FPSO (Floating Production Storage and Offloading ).
Une exploitation d'un champ pétrolier au large (Offshore) est de plus en plus complexe' au fur et à mesure que les profondeurs d'eau sont importantes qui, de nos jours, peuvent atteindre plusieurs milliers de mètres. Le transfert de produit de l'installation fixe, située sur le fond marin et constituée notamment par' une tête de puits, vers l'unité ou installation de surface flottante, soulève un certain nombre de difficultés. Les systèmes de transfert les plus usités sont ce qu'on appelle des systèmes à colonnes montantes ou Riser Tower System, qui comprennent des conduites dans lesquelles circulent divers produits à transporter entre le fond marin et la surface, ces produits étant par exemple de l'huile, des gaz, de l'eau, etc.. . D'autres conduites peuvent être également utilisées notamment des lignes d'injection de fluide, de chargement ou de commande électrique et/ou hydraulique. Dans les exploitations pétrolières notamment pour lesquelles les gisements sont à de grandes profondeurs, les zones de turbulences qui se situent entre 50 et 300 m au-dessous de la surface de l'eau, peuvent avoir des effets non seulement sur l'installation ou unité de surface qui peut subir des mouvements dus à la houle et à d'autres phénomènes tels que le tangage, roulis, etc . mais également sur le système à colonne montante qui subit des forces dues aux vagues, au vent et aux courants marins.
De ce fait, les systèmes à colonne montante sont conçus pour résister à ces sollicitations qui peuvent être plus ou moins importantes. Divers types de systèmes à colonne montante ont été proposés et sont décrits par exemple dans US 3 111 692, 3 677 302, 4 031 919, 4 188 156, 4 182 584, 4 388, 022, 4400 109 et 4 423 984.
Les inconvénients principaux de ces systèmes résident dans le fait qu'il est nécessaire d'utiliser des bouées à grande flottabilité d'au moins 2 000 tonnes lorsque cette flottabilité est répartie sur l'ensemble de la colonne montante, les éléments de la bouée doivent supporter d'importantes pressions. Un autre inconvénient est que ces systèmes sont fabriqués à terre et doivent ensuite être amenés et installés sur le site, l'ensemble de ces opérations étant délicates et coûteuses. De plus, il est très difficile d'ancrer sur le fond marin les extrémités des sections rigides sans faire appel à des plongeurs ou à des engins très sophistiqués tels que les ROV ( emote Operated Vehicle), ce qui induit un coût non négligeable de mise en place et de surveillance au cours de l'exploitation du gisement.
Dans US 5 639 187, il est décrit un système qui combine des conduites rigides et des conduites flexibles pour réaliser la communication fluide entre l'installation sous-marine fixe et l'unité de surface, le système comprenant une bouée immergée qui est ancrée sur le fond marin au moyen de quatre lignes d'ancrage tendues, chacune des lignes d'ancrage étant attachée aux extrémités de la bouée et à un sommet d'une sorte de rectangle fonné sur le fond marin, de manière à minimiser la rotation de la bouée qui pourrait être provoquée par des forces horizontales et par le poids des
- conduites s 'étendant entre la bouée et le fond marin. En fait, le système est
. • du type .à "jambes de tension" ("tension leg" en anglais) qui doivent résister
- à des charges verticales d'au moins 1 500 tonnes et même davantage pour reprendre notamment lors de l'installation la flottabilité de la bouée qui doit être supérieure au poids des conduites en nombre important dans une telle exploitation. La bouée immergée doit également présenter une réserve de flottabilité pour donner à l'ensemble du système une raideur nécessaire pour limiter ses mouvements latéraux. En effet, les mouvements latéraux de la bouée sont indésirables car ils peuvent courber les conduites rigides à des rayons tels qu'ils peuvent déformer plastiquement les conduites et créer ainsi une amorce d'écrasement par ovalisation au niveau de la zone d'inflexion (Sag Bend en anglais). La zone d'inflexion se trouve au-dessus de la zone de contact des conduites sur le fond marin, ladite zone de contact étant usuellement appelée le Touch Down Point (TDP en anglais).
La présente invention a pour but de proposer au moins un système à colonne montante ou Riser Tower System qui soit plus adapté aux mouvements de l'unité de surface, simple à réaliser et à mettre en place et moins coûteux que les systèmes de l'art antérieur, à conditions d'exploitation comparables. •
Un objet de la présente invention est un système à colonne montante destiné à relier une installation sous-marine fixe à une unité de surface, du type comprenant au moins une conduite flexible disposée en caténaire et s'étendant entre l'installation de surface et une bouée immergée, au moins une conduite montante (Riser en anglais) disposée, en caténaire entre ladite bouée et le fond marin, ladite bouée étant ancrée sur le fond marin par l'intermédiaire d'un dispositif d'ancrage comportant au moins deux lignes d'ancrage tendues, et qui est caractérisé en ce qu'il comprend au moins deux lignes d'amarrage en caténaire et sur lesquelles sont prévus des moyens de rappel qui exercent sur ladite bouée une force de rappel qui dépend du mouvement latéral de ladite bouée.
Un avantage de la présente invention réside dans le fait que, lorsque la bouée immergée se déplace latéralement, elle est automatiquement rappelée vers sa position initiale ou d'équilibre par les moyens de rappel dont la force est variable, c'est-à-dire qu'ils développent une force de rappel qui dépend de l'amplitude du mouvement latéral de la bouée.
• . Selon une autre caractéristique de l'invention, les moyens de rappel
. sont constitués par un lest qui est distribué de part et d'autre du point ou
- zone de contact de la ligne d'amarrage sur le fond marin. La partie lestée de la ligne d'amarrage, située au-dessus du point de contact, en direction de la bouée, constitue principalement la force de rappel. Une telle structure est simple à réaliser puisque le lest peut être de nature quelconque telle que des chaînes, des boules, des poids ou encore des gueuses. De plus, il est aisé de déterminer à l'avance la longueur de "rappel" de la ligne d'amarrage, c'est- à-dire la longueur de la partie lestée. Enfin, il est possible de lester une plus grande longueur, que celle qui est nécessaire, de la portion de ligne reposant sur le fond marin si . on ne désire pas ancrer l'extrémité de la ligne d'amarrage. Dans un tel cas, il faut prendre garde que la ligne d'amarrage ne se déplace pas trop et n'aille pas s'enchevêtrer dans les lignes d'ancrage tendues de la bouée.
Selon une autre caractéristique, chaque ligne d'amarrage est reliée à la bouée par une bride ou patte d'oie qui est disposée au-dessous de la bouée et qui est destinée à empêcher ou tout au moins à limiter la rotation de la bouée. D'autres avantages et caractéristiques apparaîtront à la lecture de là description d'un mode de réalisation de la présente invention, ainsi que des dessins annexés sur lesquels :
La figure 1 est une vue schématique en élévation du système à colonne montante selon un mode de réalisation de l'invention. La figure 2 est une vue schématique en élévation du système à colonne montante pour plusieurs positions latérales de la bouée.
Le système à colonne 1, représenté schématiquement sur la figure 1, est destiné à relier une installation sous-marine fixe 2, constituée par exemple par une tête de puits, un manifold ou autre collecteur et délivrant un produit provenant d'un gisement pétrolier ou autre, à une unité ou installation de surface flottante 3 telle qu'une plate-forme ou un FPSO, la distance séparant les installations de surface 3 et sous-marine 2 pouvant atteindre plusieurs milliers de mètres. A une certaine distance de la surface 4 de l'eau et généralement au-delà de la zone de turbulence de l'étendue d'eau concernée, est immergée une bouée 5 qui est ancrée sur le fond marin 6 par. deux lignes d'ancrage 7, 8 ("tether" en anglais) qui sont tendues entre la bouée 5 et un corps mort 9 ou autre moyen d'ancrage (pile aspirante).
Une ou plusieurs conduites flexibles 10 s' étendant en caténaire entre l'unité de surface 3 et la bouée 5 sont reliées à une ou plusieurs conduites montantes 11 (Riser en anglais), qui s'étendent en caténaire entre la bouée 5 et l'installation soύs-marine fixe 2, de sorte qu'une communication fluide est établie entre lesdites installations 2. et 3. Les conduites montantes
• -s'étendant en caténaire de la bouée au fond marin peuvent être de tout type tel que des ^conduites rigides couramment appelées SCR (Steel Catenary Riser), à simple *ou double enveloppe (Pipe in Pipe) et même des conduites flexibles ou 4es conduites hybrides comportant au moins une partie flexible et une partie rigide. '
Le système à colonne montante (Risèr Tower System en anglais) • comprend au moins deux lignes d'amarrage 18, 19 (mooring en anglais) disposées en caténaire entre la bouée 5 et le fond marin 6. Chaque ligne d'amarrage 18, 19 comprend dans la portion inférieure 14 une partie 13 qui est lestée par un lest 12. Ce lest 12 constitue des moyens de rappel pour la bouée, la force de rappel dépendant principalement du mouvement latéral que pourrait avoir ladite bouée 5 et dont la cause peut avoir comme origine une forte houle, des courants marins et plus généralement les déplacements de l'unité de surface 3. Les lests 12 sont répartis de chaque côté de la zone- de contact 15 (Touch Down Point en anglais) qui est la zone ou le point, où la ligne d'amarrage rejoint le fond marin 6. Les lests 12 peuvent être- constitués par des poids, des boules, des chaînes ou encore des gueuses. Les lests sont distribués de part et d'autre de la zone de contact lorsque la bouée se trouve dans sa position d'équilibre (position médiane A de la figure 2).
Dans la position A qui correspond à celle de la figure 1, les lignes d'amarrage 7, 8 sont sensiblement verticales et les parties lestées 13 des lignes d'amarrage 18, 19 reposent dans leur majeure partie sur le fond marin 6. Dans la position C, les parties lestées 13 reposent davantage sur le fond marin alors que dans la position B, les parties lestées 13 sont relevées et développent ainsi une force de rappel qui a tendance à ramener le système vers la position A, la force de rappel étant variable en fonction de la longueur lestée qui est soulevée du fond marin par le mouvement de la ligne d'amarrage correspondante, mouvement induit par le' déplacement latéral de la bouée 5 (figure 2).
A titre d'exemple, le lest de chaque ligne d'amarrage 18, 19 est constitué par des chaînes de 4 pouces (≈ 10 cm) qui sont réparties sur 100 m, sachant que lorsque la bouée 5 est au point médian (à la verticale), environ un tiers du lest est soulevé du sol et produit une tension d'environ 50 tonnes dans chaque ligne d'amarrage 18, 19. Bien évidemment, ces indications ne sont données qu'à titre d'exemple, le choix et la disposition des éléments constituant le lest dépendent du cas d'espèce envisagé. Toutefois, il est possible d'indiquer que le poids par unité de longueur qui est mis pour lester la ligne d'amarrage en caténaire 18, 19 dépend notamment de la distance entre la bouée 5 et le fond marin 6.
. Chaque ligne d'ancrage tendue 7, 8 est attachée à un som et 16 d'une bride ou patte d'oie 17 qui est fixée sur la bouée à une extrémité de cette dernière, et qui est également destinée à empêcher ou limiter fortement la rotation de la bouée. Les points de fixation des lignes d'ancrage 7, 8 sur les brides 17 sont de préférence sensiblement dans le plan médian passant par l'axe longitudinal 18 de la bouée 5. Sur la figure 1, le plan médian comprenant les lignes d'ancrage 7, 8 est matérialisé par les pointillés X-X.
Chaque ligne d'amarrage 18, 19 est reliée à une extrémité 20 de la bouée 5 qui est opposée à l'autre extrémité latérale 21 à laquelle est reliée la ou les conduites montantes ("Riser" en anglais). Elle peut être également reliée au sommet 16 de la bride ' 17, de sorte que les points de fixation des lignes d'amarrage 18, 19 soient situés sensiblement dans le plan médian dans lequel sont situés les points de fixation à la bouée 5 des lignes d'amarrage 7, 8.
Dans un mode de réalisation préféré de l'invention, la bouée 5 est à flottabilité variable et elle comprend plusieurs parties, par exemple trois parties 22 à 24 constituées chacune par un cylindre creux. Une telle structure de la bouée 5 permet d'éviter d'avoir à développer des forces très importantes au niveau de la bouée 5, lesquelles forces dépendent notamment du nombre et du poids des conduites montantes qui seront prévues entre le fond marin 6 et ladite bouée 5. En effet, grâce à ce compartimentage de la bouée 5, chaque cylindre 22 à 24 constitue un compartiment qui peut être vidé partiellement ou totalement au fur et à
. mesure de la pose des conduites montantes. C'est ainsi que dans une première phase, les compartiments sont remplis avec un fluide approprié tel
- que de l'eau. Puis, après la pose de la première conduite montante, une partie d'un compartiment est vidé et rempli par du gaz, la quantité vidée étant fonction du poids de la colonne montante posée. On procède ensuite séquentiellement et de la même manière pour les autres conduites montantes.
Selon le mode de réalisation décrit - de l'invention, les conduites montantes 11 (Riser en anglais) sont reliées aux conduites flexibles associées 10 par des connections par embout de manière connue en soi. Ces conduites montantes 11 sont supportées par la bouée par un dispositif de réceptacle de liaison et de suspension matérialisé schématiquement sur la figure 1 et référencé 30, dans lequel leur embout terminal vient se loger. On peut noter que ce dispositif peut comporter des moyens d'amortissements destinés à permettre aux conduites montantes un certain débattement angulaire par rapport à la bouée au niveau de leur liaison.

Claims

REVENDICATIONS
1. Système de colonne montante (1) destinée à relier une installation sous-marine fixe (2) à une unité de surface flottante (3), du type comprenant au moins une conduite flexible (10) disposée en caténaire et s' étendant entre l'installation de surface (2) et une bouée immergée (5), au moins une conduite montante (11) disposée en caténaire entre ladite bouée (5) et le fond marin (6), ladite bouée (5) étant ancrée sur le fond marin par l'intermédiaire d'un dispositif d'ancrage (9) comportant au moins deux lignes d'ancrage tendues (7, 8), caractérisé en ce qu'il comporte au moins deux lignes d'amarrage (18, 19) en caténaire et sur lesquelles sont prévues des moyens de rappel (12 à 14) qui exercent sur ladite bouée (5) une force de rappel qui dépend du mouvement latéral de ladite bouée (5).
2. Système de colonne montante selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens de rappel sont constitués par au moins un lest (12) disposé sur la portion inférieure de chaque ligne d'amarrage (18, 19).
3. Système de colonne montante selon la revendication 2, caractérisé en ce que le lest (12) est distribué de part et d'autre de la zone de contact (15) de la ligne d'aman-age (18, 19) sur le fond marin (6).
4. Système de colonne montante selon la revendication 3, caractérisé en ce que la partie (13) du lest située au-dessus de la zone de contact (15) constitue la force de rappel.
5. Système de colonne montante selon les revendications 1 et 2, caractérise en ce que chaque ligne d'amarrage (18,19) est reliée à la bouée (5) par l'intermédiaire d'une patte (17) disposée au-dessous de la bouée (5), ladite patte (17) empêchant la rotation de ladite bouée (5).
6. Système de colonne montante selon la revendication 1, caractérisé en ce que les lignes d'ancrage tendues (7, 8) sont situées sensiblement dans le plan médian (X-X) passant par l'axe longitudinal de ladite bouée (5).
7. Système de colonne montante selon la revendication 2 ou 5 caractérisé en ce que la bouée (5) est à' flottabilité variable et constituée en plusieurs parties (22 à 24).
8. Système de colonne montante selon la revendication 2 ou 5, caractérisé en ce que chaque ligne d'amarrage (18, 19) est reliée à une extrémité (20) de la bouée (5) qui est opposée à l'autre extrémité latérale (21) à laquelle est reliée la conduite montante (11).
9. Système de colonne montante selon la revendication 2 ou 5, caractérisé en ce que chaque ligne d'amarrage (18, 19) est reliée à la bouée immergée en un point (16) situé sensiblement dans le plan médian (X-X).
10. Procédé pour réaliser un système de colonne montante (1) entre une installation sous-marine (2) et une installation de surface flottante (3), qui consiste à immerger une bouée (5) qui est reliée à l'installation de surface par au moins une conduite flexible (10) disposée en caténaire et qui est ancrée sur le fond marin (6) par au moins deux lignes d'ancrage tendues (7, 8), à disposer au moins une conduite montante (11) en caténaire entre ladite bouée et le fond marin, caractérisé n ce qu'il consiste à exercer sur la bouée (5) des moyens de rappel dont la force dépend du mouvement latéral de ladite bouée.
PCT/FR2003/001119 2002-04-29 2003-04-09 Systeme de colonne montante flexible WO2003093627A1 (fr)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2003246801A AU2003246801A1 (en) 2002-04-29 2003-04-09 Flexible riser system
BRPI0309592-4A BR0309592B8 (pt) 2002-04-29 2003-04-09 sistema de coluna ascendente e processo para construir o mesmo.
US10/512,892 US20050158126A1 (en) 2002-04-29 2003-04-09 Flexible riser system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR02/05378 2002-04-29
FR0205378A FR2839110B1 (fr) 2002-04-29 2002-04-29 Systeme de colonne montante reliant une installation sous-marine fixe a une unite de surface flottante

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2003093627A1 true WO2003093627A1 (fr) 2003-11-13

Family

ID=28800027

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2003/001119 WO2003093627A1 (fr) 2002-04-29 2003-04-09 Systeme de colonne montante flexible

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20050158126A1 (fr)
AU (1) AU2003246801A1 (fr)
BR (1) BR0309592B8 (fr)
FR (1) FR2839110B1 (fr)
OA (1) OA12814A (fr)
WO (1) WO2003093627A1 (fr)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014060717A2 (fr) 2012-10-15 2014-04-24 Subsea 7 Limited Améliorations apportées à des colonnes montantes à supports flottants

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ES2280032T3 (es) * 2003-03-26 2007-09-01 Saipem S.A. Dispositivo y procedimiento de estabilizacion y de control del descenso o elevacion de una estructura pesada entre la superficie y el fondo del mar.
GB0409361D0 (en) * 2004-04-27 2004-06-02 Stolt Offshore Sa Marine riser tower
US7025533B1 (en) * 2004-09-21 2006-04-11 Kellogg Brown & Root, Inc. Concentrated buoyancy subsea pipeline apparatus and method
US7963721B2 (en) * 2004-09-21 2011-06-21 Kellogg Brown & Root Llc Distributed buoyancy subsea pipeline apparatus and method
GB2429992A (en) * 2005-09-09 2007-03-14 2H Offshore Engineering Ltd Production system
US8123437B2 (en) 2005-10-07 2012-02-28 Heerema Marine Contractors Nederland B.V. Pipeline assembly comprising an anchoring device
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
CN101522511B (zh) * 2006-10-05 2013-03-20 国际壳牌研究有限公司 混合立管系统和方法
GB0722459D0 (en) * 2007-11-16 2007-12-27 Wellstream Int Ltd Flexible pipe support
EP2291577A1 (fr) * 2008-04-09 2011-03-09 Amog Pty Ltd Support de colonne montante
EP2342488B1 (fr) * 2008-11-05 2015-01-07 Technip France SA Procédé de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une étendue d'eau et tour d'exploitation associée
BRPI1008525B8 (pt) * 2009-02-10 2020-11-03 Shell Int Research "sistema de tubo ascendente fora da costa, e, método para instalar um sistema de tubo ascendente fora da costa".
FR2952671B1 (fr) * 2009-11-17 2011-12-09 Saipem Sa Installation de liaisons fond-surface disposees en eventail
GB0920640D0 (en) * 2009-11-25 2010-01-13 Subsea 7 Ltd Riser configuration
US20110129305A1 (en) * 2009-11-30 2011-06-02 Tim Latham Withall Riser support system
FR2954966B1 (fr) * 2010-01-05 2012-01-27 Technip France Ensemble de support d'au moins une conduite de transport de fluide a travers une etendue d'eau, installation et procede associes.
GB2481787A (en) * 2010-06-29 2012-01-11 Subsea 7 Ltd A method and apparatus for installing a buoy to an anchoring location
US8967912B2 (en) 2010-06-29 2015-03-03 Subsea 7 Limited Method of installing a buoy and apparatus for tensioning a buoy to an anchoring location
CN103261566A (zh) * 2010-11-09 2013-08-21 韦尔斯特里姆国际有限公司 升流管组件及方法
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.
US9334695B2 (en) * 2011-04-18 2016-05-10 Magma Global Limited Hybrid riser system
US20140137664A1 (en) * 2011-06-26 2014-05-22 The Regents Of The University Of California Inexpensive instrument for measuring wave exposure and water velocity
FR2983233B1 (fr) * 2011-11-30 2016-01-01 Saipem Sa Installation de liaisons fond-surface flexibles multiples sur au moins deux niveaux
NO334840B1 (no) * 2012-04-30 2014-06-16 Selantic As Nedtrekksarrangement for utskiftning av undervanns forankringsliner
MX2020000632A (es) * 2019-01-16 2020-08-13 Excelerate Energy Lp Sistema flotante de extracción por inyección de gas, aparato y metodo.
CN114030561B (zh) * 2021-11-09 2022-11-11 广东海洋大学 一种深海采油平台用系泊系统

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4155673A (en) * 1977-05-26 1979-05-22 Mitsui Engineering & Shipbuilding Co. Ltd. Floating structure
US4448266A (en) * 1980-11-14 1984-05-15 Potts Harold L Deep water riser system for offshore drilling
US4648848A (en) * 1985-11-12 1987-03-10 Fluor Corporation Spar buoy fluid transfer system
US5480264A (en) * 1994-09-07 1996-01-02 Imodco, Inc. Offshore pipeline system
US5639187A (en) * 1994-10-12 1997-06-17 Mobil Oil Corporation Marine steel catenary riser system

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1888156A (en) * 1931-01-22 1932-11-15 Willy F Bielicke Objective lens system
US3111962A (en) * 1959-11-16 1963-11-26 Weston Hydraulics Ltd Pressure regulating valve
US3111692A (en) 1960-12-14 1963-11-26 Shell Oil Co Floating production platform
US3677302A (en) 1970-03-09 1972-07-18 Subsea Equipment Ass Ltd Bi-axial articulating pipeline structure
US4031919A (en) 1971-10-06 1977-06-28 Exxon Production Research Company Articulated riser
US4188156A (en) 1978-06-01 1980-02-12 Cameron Iron Works, Inc. Riser
US4182584A (en) 1978-07-10 1980-01-08 Mobil Oil Corporation Marine production riser system and method of installing same
US4388022A (en) 1980-12-29 1983-06-14 Mobil Oil Corporation Flexible flowline bundle for compliant riser
US4423984A (en) 1980-12-29 1984-01-03 Mobil Oil Corporation Marine compliant riser system
US4400109A (en) 1980-12-29 1983-08-23 Mobil Oil Corporation Complaint riser yoke assembly with breakway support means
WO2000008262A1 (fr) * 1998-08-06 2000-02-17 Fmc Corporation Dispositif renforce de colonne montante a catenaire en acier

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4155673A (en) * 1977-05-26 1979-05-22 Mitsui Engineering & Shipbuilding Co. Ltd. Floating structure
US4448266A (en) * 1980-11-14 1984-05-15 Potts Harold L Deep water riser system for offshore drilling
US4648848A (en) * 1985-11-12 1987-03-10 Fluor Corporation Spar buoy fluid transfer system
US5480264A (en) * 1994-09-07 1996-01-02 Imodco, Inc. Offshore pipeline system
US5639187A (en) * 1994-10-12 1997-06-17 Mobil Oil Corporation Marine steel catenary riser system

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014060717A2 (fr) 2012-10-15 2014-04-24 Subsea 7 Limited Améliorations apportées à des colonnes montantes à supports flottants
US20150247366A1 (en) * 2012-10-15 2015-09-03 Subsea 7 Limited Relating to Buoyancy-Supported Risers
US9422773B2 (en) 2012-10-15 2016-08-23 Subsea 7 Limited Relating to buoyancy-supported risers

Also Published As

Publication number Publication date
OA12814A (en) 2006-07-10
BR0309592B8 (pt) 2013-02-19
AU2003246801A1 (en) 2003-11-17
FR2839110B1 (fr) 2004-12-03
US20050158126A1 (en) 2005-07-21
FR2839110A1 (fr) 2003-10-31
BR0309592B1 (pt) 2013-01-08
BR0309592A (pt) 2005-03-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2003093627A1 (fr) Systeme de colonne montante flexible
EP1073823B1 (fr) Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installee a grande profondeur
WO2003097990A1 (fr) Systeme de colonne montante reliant deux installations sous-marines fixes a une unite de surface flottante
EP1078144B1 (fr) Conduite hybride pour grande profondeur
OA11270A (en) Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
RU2185994C2 (ru) Система для постановки судов на якорь
RU2403378C2 (ru) Способ монтажа трубопровода, соединяющего подводное месторождение с платформой, с морской добывающей установки
EP2342488B1 (fr) Procédé de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une étendue d'eau et tour d'exploitation associée
FR2889557A1 (fr) Installation sous marine equipee d'une conduite flexible a courbure controlee
FR2890098A1 (fr) Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface d'au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer
CA2275741C (fr) Systeme de production polyphasique adapte pour les grandes profondeurs d'eau
FR2536456A1 (fr) Systeme de forage a partir d'un plan d'eau, insensible a la houle
FR2754011A1 (fr) Riser de production equipe d'un raidisseur approprie et d'un flotteur individuel
FR2671046A1 (fr) Systeme de chargement pour milieux aquatiques.
FR2932215A1 (fr) Installation d'exploitation de fluide dans une etendue d'eau, et procede associe
WO2016110617A1 (fr) Dispositifs de lestage et/ou de protection pour lignes subaquatiques
WO2013079857A1 (fr) Installation de liaisons fond-surface flexibles multiples sur au moins deux niveaux
FR2938001A1 (fr) Procede de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une etendue d'eau et tour d'exploitation associee.
FR2525176A1 (fr) Structure de forage en mer demi-immergee
CA2280403C (fr) Procede d'implantation d'une installation d'exploitation
OA12007A (fr) Support flottant comportant une cavité centrale comprenant une pluralité de compartiments.
EP2640923B1 (fr) Tour d'exploitation de fluide dans une étendue d'eau et procédé d'installation associé.
OA10256A (fr) Infrastructures de production d'hydrocarbures en mer
FR2591655A1 (fr) Installation a conduites montantes de conformation en j pour la production d'hydrocarbures au large des cotes; sa combinaison avec un manifold; procede de raccordement du manifold
FR2665725A1 (fr) Installation et methode pour l'exploitation en mer de petits gisements.

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 EC 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 NI NO NZ OM PH PL PT RO RU SC SD SE SG SK SL TJ TM TN TR TT TZ UA UG US UZ VC VN YU ZA ZM 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 ZM ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IT LU MC NL PT RO SE SI SK TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GQ 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: 10512892

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

WWW Wipo information: withdrawn in national office

Country of ref document: JP