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 mmes 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 tre 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 tre 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 Sl à S4, 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 tre inférieur au MBR dudit tube rigide (MBR est l'abréviation de Minimum Bending Radius). L'angle en tte a, 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 tre 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'tre 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 tte a, 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 tre constituée par une chaine, 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 I à 3,1'angle en tte oc du moyen de liaison est compris entre 45° et 75° en statique et entre 20° et 85° en dynamique. L'angle a 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° 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 tte de puits, peut tre 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 tte 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 tre 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.