OA12814A

OA12814A - Système de colonne mo ntante flexible.

Info

Publication number: OA12814A
Application number: OA1200400294A
Authority: OA
Inventors: Ange Luppi
Original assignee: Technip France
Priority date: 2002-04-29
Filing date: 2003-04-09
Publication date: 2006-07-10
Also published as: WO2003093627A1; FR2839110A1; BR0309592A; BR0309592B8; AU2003246801A1; FR2839110B1; US20050158126A1; BR0309592B1

Abstract

The invention concerns a riser system connecting a stationary underwater installation to a floating surface unit, comprising at least one flexible pipe (10) in catenary configuration and extending between the surface installation (2) and an immersed buoy (5), at least one riser pipe (11) in catenary configuration between said buoy (5) and the sea floor (6) said buoy (5) being anchored on the sea floor through an anchoring device (9) including at least two tensioned anchoring lines (7, 8). The invention is characterized in that it comprises at least two mooring lines (18, 19) in catenary configuration whereon are provided return means (12 to 14) which exert on said buoy (5) a return force which depends of the lateral displacement of the buoy (5). The invention is applicable to offshore oil drilling.

Description

1 0128141 012814

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 surfaceflottante telle qu’une plate-forme ou un navire du type FPSO (FloatingProduction Storage and Offloading ). ‘Une exploitation d’un champ pétrolier au large (Offshore) est de plusen plus complexe au fur et à mesure que les profondeurs d’eau sontimportantes qui, de nos jours, peuvent atteindre plusieurs milliers de mètres.Le transfert de produit de l’installation fixe, située sur le fond marin etconstituée notamment par une tête de puits, vers l’unité ou installation desurface flottante, soulève un certain nombre de difficultés. Les systèmes detransfert les plus usités sont ce qu’on appelle des systèmes à colonnesmontantes ou Riser Tower System, qui comprennent des conduites danslesquelles circulent divers produits à transporter entre le fond marin et lasurface, ces produits étant par exemple de l’huile, des gaz, de l’eau, etc... .D’autres conduites peuvent être également utilisées notamment des lignesd’injection de fluide, de chargement ou -de commande électrique et/ouhydraulique.The present invention relates to a riser system (Riser Tower System in English) for connecting a fixed subsea installation such as a wellhead or manifold to a flotation surface unit such as a platform or a ship FPSO type (FloatingProduction Storage and Offloading). 'Exploitation of an offshore oil field (Offshore) is becoming more complex as the significant water depths which today can reach several thousand meters. The transfer of product from the fixed installation, located on the seabed and formed especially by a wellhead, to the unit or installation of floating surface, raises a number of difficulties. The most commonly used transfer systems are so-called Riser Tower Systems, which include ducts in which various products are transported between the seabed and the surface, such products being, for example, , water, etc ... .Other pipes can also be used including lines of fluid injection, loading or electrical and / or hydraulic control.

Dans les exploitations pétrolières notamment pour lesquelles lesgisements sont à de grandes profondeurs, les zones de turbulences qui sesituent entre 50 et 300 m au-dessous de la surface de l’eau, peuvent avoirdes effets non seulement sur l’installation ou unité de surface qui peut subirdes mouvements dus à la houle et à d’autres phénomènes tels que le 2 012814 tangage, roulis, etc... mais,également sur le système à colonne montantequi subit des forces dues aux vagues, au vent et aux courants marins.In petroleum operations in particular where the deposits are at great depths, turbulence zones that are between 50 and 300 m below the surface of the water may have effects not only on the installation or unit of surface that This can be caused by waves and other phenomena such as pitch, roll, etc., but also on the riser system, which is subject to waves, wind, and sea currents.

De ce fait, les systèmes à colonne montante sont conçus pour résisterà ces sollicitations qui peuvent être plus ou moins importantes. 5 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, 022,4 400 109 et 4 423 984.As a result, the riser systems are designed to withstand these stresses, which can be more or less important. 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, 156,182,584, 4,388, 022,4,400,109 and 4,423,984. .

Les inconvénients principaux de ces systèmes résident dans le faitqu’il est nécessaire d’utiliser des bouées à grande flottabilité d’au moinslô 2 000 tonnes lorsque cette flottabilité est répartie sur l’ensemble de lacolonne montante, les éléments de la bouée doivent supporter d’importantespressions. Un autre inconvénient est que ces systèmes sont fabriqués à terreet doivent ensuite être amenés et installés sur le site, l’ensemble de cesopérations étant délicates et coûteuses. De plus, il est très difficile d’ancrer15 sur le fond marin les extrémités des sections rigides sans faire appel à desplongeurs ou à des engins très sophistiqués tels que les ROV (RemoteOperated Vehicle), ce qui induit un coût non négligeable de mise en place et de surveillance au cours de l’exploitation du gisement.The main disadvantages of these systems are that it is necessary to use buoys with a high buoyancy of at least 2000 tonnes when this buoyancy is distributed over the entire climbing column, the elements of the buoy must bear 'importantespressions. Another disadvantage is that these systems are manufactured on the ground and must then be brought and installed on the site, all of these operations being delicate and expensive. Moreover, it is very difficult to anchor the ends of the rigid sections on the seabed without using divers or very sophisticated machines such as the ROV (RemoteOperated Vehicle), which entails a significant cost of setting up. and monitoring during the exploitation of the deposit.

Dans US 5 639 187, il est décrit un système qui combine des20 conduites rigides et des conduites flexibles pour réaliser la communicationfluide entre l’installation sous-marine fixe et l’unité de surface, le systèmecomprenant une bouée immergée qui est ancrée sur le fond marin au moyende quatre lignes d’ancrage tendues, chacune des lignes d’ancrage étantattachée aux extrémités de la bouée et à un sommet d’une sorte de rectangle 25- formé sur le fond marin, de manière à minimiser la rotation de la bouée quipourrait être provoquée par des forces horizontales et par le poids desconduites s’étendant entre la bouée et le fond marin. En fait, le système estdu type.à "jambes de tension” ("tension leg” en anglais) qui doivent résisterà des charges verticales d’au moins T 500 tonnes et même davantage pour 30 reprendre notamment lors de l’installation la flottabilité de la bouée qui doitêtre supérieure au poids des conduites en nombre important dans une telleexploitation. La bouée immergée doit également présenter une réserve deflottabilité pour donner à l’ensemble du système une raideur nécessairepour limiter ses mouvements latéraux. En effet, les mouvements latéraux de 35 la bouée sont indésirables car ils peuvent courber les conduites rigides à des 3 012814 rayons tels qu’ils peuvent déformer plastiquement les conduites et créerainsi une amorce d’écrasement par ovalisation au niveau de la zoned’inflexion (Sag Bend en anglais). La zone d’inflexion se trouve au-dessusde la zone de contact des conduites sur le fond marin, ladite zone de contactétant usuellement appelée le Touch Down Point (TDP en anglais).In US 5,639,187 there is disclosed a system which combines rigid pipes and flexible pipes to effect fluid communication between the fixed subsea installation and the surface unit, the system including a submerged buoy which is anchored to the bottom. at least four anchored anchor lines, each of the anchor lines being attached to the ends of the buoy and to a top of a kind of rectangle 25 formed on the seabed, so as to minimize the rotation of the buoy which could be caused by horizontal forces and the weight of the escapes extending between the buoy and the seabed. In fact, the system is of the "tension leg" type which must withstand vertical loads of at least T 500 tonnes and even more to take up, especially during installation, the buoyancy of the engine. the buoy which must be greater than the weight of the pipes in large numbers in such exploitation. The submerged buoy must also have a reserve floppy to give the entire system stiffness necessary to limit its lateral movements. Indeed, the lateral movements of the buoy are undesirable because they can bend the rigid pipes to rays such that they can plastically deform the pipes and thus create a crush primer by ovality at the zone of inflection ( Sag Bend in English). The inflection zone is located above the contact zone of the pipes on the seabed, said contact zone being usually called the Touch Down Point (TDP).

La présente invention a pour but de proposer au moins un système àcolonne montante ou Riser Tower System qui soit plus adapté auxmouvements de l’unité de surface, simple à réaliser et à mettre en place etmoins coûteux que les systèmes de l’art antérieur, à conditionsd’exploitation comparables.The object of the present invention is to propose at least one riser or Riser Tower System which is more adapted to the movements of the surface unit, simple to produce and to put in place and less expensive than the systems of the prior art. comparable operating conditions.

Un objet de la présente invention est un système à colonne montantedestiné à relier une installation sous-marine fixe à une unité de surface, dutype comprenant au moins une conduite flexible disposée en caténaire ets’étendant entre l’installation de surface et une bouée immergée, au moinsune conduite montante (Riser en anglais) disposée en caténaire entre laditebouée et le fond marin, ladite bouée étant ancrée sur le fond marin parK intermédiaire d’un dispositif d’ancrage comportant au moins deux lignesd’ancrage tendues, et qui est caractérisé en ce qu’il comprend au moinsdeux lignes d’amarrage en caténaire et sur lesquelles sont prévus desmoyens de rappel qui exercent sur ladite bouée une force de rappel quidépend du mouvement latéral de ladite bouée.An object of the present invention is a riser system designed to connect a subsea installation fixed to a surface unit, the type comprising at least one flexible pipe disposed catenary and extending between the surface installation and a submerged buoy, at least one riser (Riser in English) disposed catenary between saidbouée and the seabed, said buoy being anchored to the seabed parK intermediate an anchor device comprising at least two tensioned anchor lines, and which is characterized in it comprises at least two catenary mooring lines and on which are provided recall means which exert on said buoy a restoring force that depends on the lateral movement of said buoy.

Un avantage de la présente invention réside dans le fait que, lorsquela bouée immergée se déplace latéralement, elle est automatiquementrappelée vers sa position initiale ou d’équilibre par les moyens de rappeldont la force est variable, c’est-à-dire qu’ils développent une force derappel qui dépend de l’amplitude du mouvement latéral de la bouée.An advantage of the present invention lies in the fact that, when the submerged buoy moves laterally, it is automatically called back to its initial or equilibrium position by the means of which the force is variable, i.e. develop a call force that depends on the amplitude of the lateral movement of the buoy.

Selon une autre caractéristique de l’invention, les moyens de rappelsont constitués par un lest qui est distribué de part et d’autre du point ouzone de contact de la ligne d’amarrage sur le fond marin. La partie lestée dela ligne d’amarrage, située au-dessus du point de contact, en direction de labouée, constitue principalement la force de rappel. Une telle structure estsimple à réaliser puisque le lest peut être de nature quelconque telle que deschaînes, des boules, des poids ou encore des gueuses. De plus, il est aisé dedéterminer 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 01281 4 grande longueur, que celle qui est nécessaire, de la portion de ligne reposantsur le fond marin si on ne désire pas ancrer l’extrémité de la ligned’amarrage. Dans un tel cas, il faut prendre garde que la ligne d’amarragene se déplace pas trop et n’aille pas s’enchevêtrer dans les lignes d’ancrage 5 tendues de la bouée.According to another characteristic of the invention, the recall means consist of a ballast which is distributed on either side of the contact point or zone of the mooring line on the seabed. The weighted portion of the mooring line, located above the point of contact, in the direction of hitching, is primarily the restoring force. Such a structure is simple to achieve since the ballast can be of any kind such as chains, balls, weights or pigs. In addition, it is easy to determine in advance the "return" length of the mooring line, that is to say the length of the weighted part. Finally, it is possible to ballast a longer length, than that which is necessary, of the line portion resting on the seabed if one does not wish to anchor the end of the docking line. In such a case, care must be taken that the line of mooring does not move too much and does not get entangled in the tight anchor lines of the buoy.

Selon une autre caractéristique, Chaque ligne d’amarrage est reliée àla bouée par une bride ou patte d’oie qui est disposée au-dessous de labouée et qui est destinée à empêcher ou tout au moins à limiter la rotationde la bouée. 10 D’autres avantages et caractéristiques apparaîtront à la lecture de là description d’un mode de réalisation de la présente invention, ainsi que desdessins annexés sur lesquels :According to another characteristic, each mooring line is connected to the buoy by a flange or crowbar which is arranged below the ground and which is intended to prevent or at least limit the rotation of the buoy. Other advantages and features will be apparent from the following description of an embodiment of the present invention, as well as appended drawings in which:

La figure 1 est une vue schématique en élévation du système àcolonne montante selon un mode de réalisation de l’invention. 15 La figure 2 est une vue schématique en élévation du système à colonne montante pour plusieurs positions latérales de la bouée. 5 Le système à colonne 1, représenté schématiquement sur la figure 1,est destiné à relier une installation sous-marine fixe 2, constituée parexemple par une tête de puits, un manifold ou autre collecteur et délivrant 20 un produit provenant d’un gisement pétrolier ou autre, à une unité ouinstallation de surface flottante 3 telle qu’une plate-forme ou un FPSO, ladistance séparant les installations de surface 3 et sous-marine 2 pouvantatteindre plusieurs milliers de mètres. A une certaine distance de la surface4 de l’eau et généralement au-delà de la zone de turbulence de Pétendue 25 d’eau concernée, est immergée une bouée 5 qui est ancrée sur le fond marin6 par deux lignes d’ancrage 7, 8 (”tether” en anglais) qui sont tendues entrela bouée 5 et un corps mort 9 ou autre moyen d’ancrage (pile aspirante).Figure 1 is a schematic elevational view of the ascending column system according to one embodiment of the invention. FIG. 2 is a diagrammatic elevational view of the riser system for several lateral positions of the buoy. The column system 1, diagrammatically shown 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 a petroleum 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 underwater installations 2 may reach several thousand meters. At a certain distance from the surface of the water and generally beyond the turbulence zone of the concerned water layer, a buoy 5 is immersed which is anchored to the seabed by two anchor lines 7, 8 ("Tether" in English) which are stretched between the buoy 5 and a dead body 9 or other means of anchoring (suction pile).

Une ou plusieurs conduites flexibles 10 s’étendant en caténaire entrel’unité de surface 3 et la bouée 5 sont reliées à une ou plusieurs conduites 30 montantes 11 (Riser en anglais), qui s’étendent en caténaire entre la bouée 5et l’installation sous-marine fixe 2, de sorte qu’une communication fluideest établie entre lesdites installations 2 et 3. Les conduites montantess’étendant en caténaire de la bouée au fond marin peuvent être de tout typetel que des -conduites rigides couramment appelées SCR (Steel Catenary 35 Riser), à simple ou double enveloppe (Pipe in Pipe) et même des conduites 5 012814 flexibles ou des conduites hybrides comportant au moins une partie flexibleet une partie rigide.One or more flexible lines 10 extending catenary between the surface unit 3 and the buoy 5 are connected to one or more risers 11 (Riser in English), which extend catenary between the buoy 5 and the installation fixed submarine 2, so that fluid communication is established between said installations 2 and 3. The upstream conduits extending catenary from the buoy to the seabed can be of any type as rigid -onductors commonly called SCR (Steel Catenary 35 Riser), single or double jacket (Pipe in Pipe) and even flexible lines or hybrid lines having at least one flexible part and a rigid part.

Le système à colonne montante (Risér Tower System en anglais)comprend au moins deux lignes d’amarrage 18, 19 (mooring en anglais)5 disposées en caténaire entre la bouée 5 et le fond marin 6. Chaque ligned’amarrage 18, 19 comprend dans la portion inférieure 14 une partie 13 quiest lestée par un lest 12. Ce lest 12 constitue des moyens de rappel pour labouée, la force de rappel dépendant principalement du mouvement latéralque pourrait avoir ladite bouée 5 et dont la cause peut avoir comme origineî o une forte houle, des courants marins et plus généralement les déplacementsde l’unité de surface 3. Les lests 12 sont répartis de chaque côté de la zonede contact 15 (Touch Down Point en anglais) qui est la zone ou le point, oùla ligne d’amarrage rejoint le fond marin 6. Les lests 12 peuvent êtreconstitués par des poids, des boules, des chaînes ou encore des gueuses. Les 15 lests sont distribués de part et d’autre de la zone de contact lorsque la bouéese trouve dans sa position d’équilibre (position médiane A de la figure 2). 4 Dans la positiqn A qui correspond à celle de la figure 1, les lignesd’amarrage 7, 8 sont sensiblement verticales et les parties lestées 13 deslignes d’amarrage 18, 19 reposent dans leur majeure partie sur le fond 20 marin 6. Dans la position C, les parties lestées 13 reposent davantage sur lefond marin alors que dans la position B, les parties lestées 13 sont relevéeset développent ainsi une force de rappel qui a tendance à ramener lesystème vers la position A, la force de rappel étant variable en fonction dela longueur lestée qui est soulevée du fond marin par le mouvement de la 25- ligne d’amarrage correspondante, mouvement induit par le' déplacementlatéral de la bouée 5 (figure 2). A titre d’exemple, le lest de chaque ligne d’amarrage 18, 19 est cons-titué 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 30 un tiers du lest est soulevé du sol et produit une tension d’environ 50 tonnesdans chaque ligne d’amarrage 18, 19. Bien évidemment, ces indications nesont données qu’à titre d’exemple, le choix et la disposition des élémentsconstituant le lest dépendent du cas d’espèce envisagé. Toutefois, il estpossible d’indiquer que le poids par unité de longueur qui est mis pour 6 012814 lester la ligne d’amarrage en caténaire 18, 19 dépend notamment de ladistance entre la bouée 5 et le fond marin 6.The riser tower system comprises at least two mooring lines 18, 19 disposed in catenary between the buoy 5 and the seabed 6. Each docking line 18, 19 comprises in the lower portion 14 a portion 13 which is ballasted by a ballast 12. This ballast 12 constitutes return means for hooked, the restoring force depending mainly on the lateral movement that could have said buoy 5 and whose cause can be originated o o strong swell, marine 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 line of mooring joins the seabed 6. The weights 12 can be formed by weights, balls, chains or pigs. The weights are distributed on either side of the contact zone when the buoy is in its equilibrium position (center position A of FIG. 2). 4 In the position A which corresponds to that of FIG. 1, the mooring lines 7, 8 are substantially vertical and the weighted parts 13 of the mooring lines 18, 19 rest for the most part on the seabed. position C, the weighted parts 13 rely more on the seabed while in position B, the weighted parts 13 are raised and develop a restoring force that tends to bring the system to the position A, the restoring force being variable depending the weighted length which is raised from the seabed by the movement of the corresponding mooring line, movement induced by the lateral displacement of the buoy 5 (Figure 2). By way of example, the weight of each mooring line 18, 19 is constituted by 4-inch (-10 cm) chains which are distributed over 100 m, knowing that when the buoy 5 is at the midpoint ( vertically), about one-third of the ballast is raised from the ground and produces a tension of about 50 tons in each mooring line 18, 19. Of course, these indications are given only as an example, the choice and the arrangement of the elements constituting the ballast depends on the particular case envisaged. However, it is possible to indicate that the weight per unit of length that is set to ballast the catenary line 18, 19 depends in particular on the distance between the buoy 5 and the seabed 6.

Chaque ligne d’ancrage tendue 7, 8 est attachée à un sommet 16d’une bride ou patte d’oie 17 qui est fixée sur la bouée à une extrémité decette dernière, et qui est également destinée à empêcher ou limiterfortement la rotation de la bouée. Les points de fixation des lignesd’ancrage 7, 8 sur les brides 17 sont de préférence sensiblement dans leplan 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 lespointillés X-X.Each tethered anchor line 7, 8 is attached to a top 16 of a flange or crowbar 17 which is attached to the buoy at one end of the latter, and which is also intended to prevent or greatly limit the rotation of the buoy . The points of attachment of the anchoring lines 7, 8 to 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 anchoring lines 7, 8 is materialized by the XX points.

Chaque ligne d’amarrage 18, 19 est reliée à une extrémité 20 de labouée 5 qui est opposée à l’autre extrémité latérale 21 à laquelle est reliée laou les conduites montantes (”Riser” en anglais). Elle peut être égalementreliée au sommet 16 de la bride 17, de sorte que les points de fixation deslignes d’amarrage 18, 19 soient situés sensiblement dans le plan médiandans lequel sont situés les points de fixation à la bouée 5 des lignesdémarrage 7, 8.Each mooring line 18, 19 is connected to one end 20 of knuckle 5 which is opposite the other lateral end 21 to which is connected or rising pipes ("Riser" in English). It can also be connected to the top 16 of the flange 17, so that the points of attachment of the mooring line 18, 19 are located substantially in the median plane in which are located the points of attachment to the buoy 5 of the starter lines 7, 8.

Dans un mode de réalisation préféré de l’invention, la bouée 5 est àflottabilité variable et elle comprend plusieurs parties, par exemple troisparties 22 à 24 constituées chacune par un cylindre creux. Une tellestructure de la bouée 5 permet d’éviter d’avoir à développer des forces trèsimportantes au niveau de la bouée 5, lesquelles forces dépendentnotamment du nombre et du poids des conduites montantes qui serontprévues entre le fond marin 6 et ladite bouée 5. En effet, grâce à cecompartimentage de la bouée 5, chaque cylindre 22 à 24 constitue uncompartiment qui peut être vidé partiellement ou totalement au fur et àmesure de la pose des conduites montantes. C’est ainsi que dans unepremière phase, les compartiments sont remplis avec un fluide approprié telque de l’eau. Puis, après la pose de la première conduite montante, unepartie d’un compartiment est vidé et rempli par du gaz, la quantité vidéeétant fonction du poids de la colonne montante posée. On procède ensuiteséquentiellement et de la même manière pour les autres conduitesmontantes.In a preferred embodiment of the invention, the buoy 5 is variable buoyancy and comprises several parts, for example three parts 22 to 24 each consisting of a hollow cylinder. Such a structure of the buoy 5 avoids having to develop very important forces at buoy 5, which forces dependsnotamment the number and weight of risers that will be provided between the seabed 6 and said buoy 5. Indeed Thanks to the compartmentalization of the buoy 5, each cylinder 22 to 24 constitutes a compartment which can be partially or totally emptied as the risers are installed. Thus, in a first phase, the compartments are filled with a suitable fluid such as water. Then, after the installation of the first riser, part of a compartment is emptied and filled with gas, the amount emptied depending on the weight of the riser posed. The procedure is carried out sequentially and in the same way for the other ascending conduits.

Selon le mode de réalisation décrit de l’invention, les conduitesmontantes 11 (Riser en anglais) sont reliées aux conduites flexiblesAccording to the described embodiment of the invention, the conduitmontantes 11 (Riser in English) are connected to the flexible pipes

V 0128 14 associées 10 par des connections par embout de manière connue en soi. Cesconduites montantes 11 sont supportées par la bouée par un dispositif deréceptacle de liaison et de suspension matérialisé schématiquement sur lafigure 1 et référencé 30, dans lequel leur embout terminal vient se loger. On 5 peut noter que ce dispositif peut comporter des moyens d’amortissementsdestinés à permettre aux conduites montantes un certain débattementangulaire par rapport à la bouée au niveau de leur liaison.V 0128 14 associated 10 by connections by tip in a manner known per se. These risers 11 are supported by the buoy by a device of receptacle connection and suspension schematically shown in Figure 1 and referenced 30, wherein their end cap is housed. It may be noted that this device may comprise damping means intended to allow the risers a certain angular deflection relative to the buoy at their connection.

Claims

A riser system (1) for connecting a stationary marine system (2) to a floating surface unit (3), of the type comprising at least one flexible pipe (10) arranged in a catenary and extending between surface installation (2) and a submerged buoy (5), at least one riser (11) disposed catenary between said buoy (5) and the marine base (6), said buoy (5) being anchored to the seabed by intermediate of an anchoring device (9) comprising at least two tensioned anchoring lines (7, 8), characterized in that it comprises at least two catenary lines (18, 19) and which return means (12 to 14) are provided which exert on said buoy (5) a return force which depends on the lateral movement of said buoy (5).

2. riser system according to claim 1, characterized in that the return means are constituted by at least one ballast (12) disposed on the lower portion of each mooring line (18,19).

3. Riser system according to claim 2, characterized in that the ballast (12) is distributed on either side of the contact zone (15) of the mooring line (18, 19) on the seabed. (6).

4. riser system according to claim 3, characterized in that the portion (13) of the ballast situated above the contact zone (15) constitutes the restoring force.

5. riser system according to claims 1 and 2, characterized in that each mooring line (18,19) is connected to the buoy 30 (5) via a lug (17) disposed below the buoy (5), said tab (17) preventing the rotation of said buoy (5).

6. riser system according to claim 1, characterized in that the taut anchor lines (7, 8) are located substantially in the median plane (X-X) passing through the longitudinal axis of said buoy (5). -V '012814

7. riser system according to claim 2 or 5, characterized in that the buoy (5) is variable buoyancy and consists of several parts (22 to 24).

An riser system according to claim 2 or 5, characterized in that each mooring line (18, 19) is connected to one end (20) of the buoy (5) which is opposed to the other side end. (21) to which the riser pipe (11) is connected.

8 012814 CLAIMS

9. riser system according to claim 2 or 5, characterized in that each mooring line (18, 19) is connected to the buoy 10 immersed at a point (16) located substantially in the median plane (X-X).

10. A method for producing a riser system (1) between an underwater installation (2) and a floating surface installation (3), which is responsible for immersing a buoy (5) which is connected to the surface installation by at least one a flexible duct (10) arranged in a catenary and which is anchored to the seabed (6) by at least two tensioned anchor lines (7, 8), to have at least one catenary riser (11) between said bugee and the seabed, characterized in that it consists in exerting on the knuckle (5) return means whose force depends on the lateral movement of said buoy.