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WO2021094191A1 - Installation pour supporter une plate-forme auto-elevatrice - Google Patents

Installation pour supporter une plate-forme auto-elevatrice Download PDF

Info

Publication number
WO2021094191A1
WO2021094191A1 PCT/EP2020/081117 EP2020081117W WO2021094191A1 WO 2021094191 A1 WO2021094191 A1 WO 2021094191A1 EP 2020081117 W EP2020081117 W EP 2020081117W WO 2021094191 A1 WO2021094191 A1 WO 2021094191A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
rings
head
installation
axes
support
Prior art date
Application number
PCT/EP2020/081117
Other languages
English (en)
Inventor
Marc Cahay
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
Publication of WO2021094191A1 publication Critical patent/WO2021094191A1/fr

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Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B17/02—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor placed by lowering the supporting construction to the bottom, e.g. with subsequent fixing thereto
    • E02B17/021—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor placed by lowering the supporting construction to the bottom, e.g. with subsequent fixing thereto with relative movement between supporting construction and platform
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B17/04—Equipment specially adapted for raising, lowering, or immobilising the working platform relative to the supporting construction
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
    • E02D23/00—Caissons; Construction or placing of caissons
    • E02D23/02—Caissons able to be floated on water and to be lowered into water in situ
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
    • E02D27/00—Foundations as substructures
    • E02D27/32—Foundations for special purposes
    • E02D27/42—Foundations for poles, masts or chimneys
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B2017/0039—Methods for placing the offshore structure
    • E02B2017/0043—Placing the offshore structure on a pre-installed foundation structure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B2017/0056—Platforms with supporting legs
    • E02B2017/006—Platforms with supporting legs with lattice style supporting legs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B2017/0056—Platforms with supporting legs
    • E02B2017/0069—Gravity structures

Definitions

  • the present invention relates to an installation for supporting a self-elevating drilling or oil exploitation platform, the installation comprising an underwater structure intended to rest on a seabed under a body of water, the underwater structure.
  • marine comprising a plurality of support boxes adapted to serve respectively as support at least for the supporting legs of the platform, the supporting legs respectively extending along axes intended to be substantially vertical.
  • the invention also relates to an assembly of such an installation and the platform.
  • Jack-up platforms generally include a hull movably mounted on load-bearing legs which rest on the seabed or on an underwater structure, said hull supporting in particular a drilling floor and a derrick called a derrick.
  • platforms are known, the hull of which has a lateral indentation making it possible to carry out drilling work and operating operations by placing the drilling and / or operating equipment at the bottom. above the notch.
  • So-called “cantilever” platforms are also known, the drilling and operating equipment of which are arranged in a cantilever manner so as to allow work to be “overboard”.
  • the entire platform is floated to the drilling or operating site, and the legs are lowered into contact with the underwater structure or the seabed. Then, resting on the load-bearing legs, the hull is raised above sea level to an altitude which puts it out of the reach of the highest waves.
  • the hull is therefore movable along the legs of the platform by means of lifting mechanisms housed in a supporting structure known under the name of "jackhouse".
  • These lifting mechanisms generally include output pinions which cooperate with racks mounted on at least part of the length of the legs.
  • These pinions are powered by a plurality of motors associated with reducers whose production ratio is very high.
  • each load-bearing leg is provided at its lower part with a foot, for example of hexagonal shape, which comes to rest on the underwater structure or on the seabed.
  • Such a platform is for example described in document FR 2 734 851.
  • weather conditions can be problematic for this type of platform. Indeed, in some cases, open or closed seas can turn to ice on their surface. Under the effect of a sea current, the ice can exert a thrust on the supporting legs of the platform and consequently weaken the structure.
  • blocks of ice such as icebergs
  • jack-up platforms are removed from the sites during winter periods to avoid this damage, which results in a loss of time in the exploration and / or operation of the site.
  • One aim of the invention is therefore to avoid or reduce these losses of time.
  • the invention relates to an installation as described above, which further comprises a plurality of rings threaded respectively on the support boxes, each of the rings comprising a sleeve, and a head located above the sleeve, the sleeve and the head defining a housing passing through one of the axes, the housing receiving at least part of one of the support boxes, the rings being movable vertically relative to the support boxes respectively between a low position, in which the rings are submerged in the body of water, and a high position, in which the head of each of the rings is partially emerged and is intended to surround one of the supporting legs around one of the axes, the head being adapted to form a barrier between one of the load-bearing legs and portions of permanent or drifting ice on the body of water.
  • the installation includes one or more of the following characteristics, taken in isolation or in any technically possible combination:
  • - Said head comprises a section along one of the axes, the section having a generally flared shape along said one of the axes upwards;
  • the section is frustoconical, the housing being delimited at least by radially internal walls of the sleeve and of the head with respect to one of the axes, said radially internal walls being substantially cylindrical;
  • the rings comprise at least 80% by mass of concrete, and have a vertical extension greater than or equal to 15 meters;
  • the installation further comprises displacement devices adapted to respectively move the rings from the low position to the high position, and vice versa, each of the displacement devices comprising at least one ballast fixed to one of the rings, or at least one pinion rotatably mounted on one of the rings, the pinion being intended to mesh with a vertical rack of one of the supporting legs;
  • the ballast is attached to a lower part of the sleeve and surrounds the sleeve around one of the pins;
  • Each of the rings has an apparent weight in the low position, the head forming at least one flotation box adapted to make a negative contribution to the apparent weight in the low position.
  • the subject of the invention is also an assembly of an installation as described above, and of a self-lifting platform for drilling or oil exploitation, the platform comprising a hull, and supporting legs. extending respectively along the axes and resting respectively on the plurality of support boxes, the supporting legs being movably mounted on the hull respectively along the axes to move the hull relative to the body of water between a floating position , in which the hull floats on the body of water, and an operating position, in which the hull is located above the waterline position, the head of each of the rings surrounding one of the supporting legs around of one of the axes in the upper position.
  • the assembly includes one or more of the following characteristics, taken in isolation or in any technically possible combination:
  • the assembly further comprises a plurality of pulling members, and optionally a plurality of actuators fixed to the shell, each of the pulling members comprising a first end fixed respectively to one of the rings, and a second end vertically opposite to the first end and connected respectively to the shell or to one of the actuators; and
  • the assembly further comprises at least one drill rod and a guide structure for guiding the drill rod in order to perform drilling, the guide structure extending along an additional substantially vertical axis, and resting on an additional support of the underwater structure located above the borehole, the installation comprising an additional ring structurally similar to the rings, the additional ring being threaded onto said additional support, the additional ring being movable vertically with respect to said additional support between a low position , in which the additional ring is submerged in the body of water, and a high position, in which the head of the additional ring is partially emerged and surrounds the guide structure around the additional axis, the head being adapted for forming a barrier between the guide structure and said portions of ice.
  • FIG. 1 is a diagrammatic side view of an assembly according to the invention, the rings being in the low position
  • Figure 2 is a view similar to Figure 1
  • Figure 3 is a detail view, in perspective, of a part of 'one of the supporting legs and one of the rings shown in Figures 1 and 2, the ring being in the low position and partially cut off
  • Figure 4 is a view similar to Figure 3, the ring being in the high position .
  • the assembly 10 includes a self-elevating drilling or, alternatively, oil production platform 12, and an installation 14 for supporting the platform.
  • the assembly 10 also includes at least one drill rod 16 and a guide structure 18 for guiding the drill rod to perform a borehole 20 in a seabed 22.
  • the platform 12 comprises a hull 24 adapted to float on a body of water 25, and supporting legs 26, 28, 30 extending respectively along axes V1, V2, V3 which are substantially vertical and adapted to rest respectively on a plurality of support boxes 32, 34, 36 of the installation 14.
  • the platform 12 advantageously comprises a derrick 38 adapted to cooperate with the drilling rod 18.
  • the body of water 25 is, for example, a lake, a sea or an ocean. Particularly in winter, drifting ice or a layer of ice (not shown) are likely to be present on a surface 40 of the body of water 25.
  • the hull 24 comprises for example two parts 24A, 24B, the part 24B being mounted movably relative to the part 24A and supporting the derrick 38.
  • the hull 24 optionally comprises other equipment (not shown) typical of a rig. drilling or oil exploitation.
  • the shell 24 has a notch (not shown).
  • the supporting legs 26, 28, 30 are advantageously similar to each other.
  • the supporting legs 26, 28, 30 are for example formed by a metallic lattice structure.
  • Each of the supporting legs 26, 28, 30 comprises a foot 41, for example of hexagonal shape around the axis of the supporting leg ( Figures 3 and 4).
  • sandbags (not shown), or other materials allowing a good interface (not shown), are respectively located between the foot 41 of the supporting legs 26, 28, 30 and the support boxes 32, 34, 36 .
  • the supporting legs 26, 28, 30 are movably mounted on the part 24A of the shell 24 respectively along the axes V1 to V3 to move the shell 24 relative to the body of water 25 between an operating position (shown on Figures 1 and 2) and a floating position (not shown), in which the hull 24 floats on the body of water 25.
  • the supporting legs 26, 28, 30 are adapted to be actuated by lifting mechanisms (not shown) known per se. These mechanisms include, for example, racks extending on the supporting legs, and pinions mounted on the shell 24 and meshing with the racks.
  • the floating position is deduced from the operating position by a translation of the hull 24 relative to the supporting legs 26, 28, 30 downward along the axis V1.
  • the hull 24 In the operating position, the hull 24 is out of reach of the highest waves likely to form on the surface 40 of the body of water 25.
  • the supporting legs 26, 28, 30 are three in number, in order to ensure the stability of the platform 12.
  • the number of supporting legs is higher, for example four, five or six, or more.
  • the guide structure 18 extends along an additional substantially vertical axis V4 and rests, in the example shown, on an additional support 42 of the installation 14 located above the borehole 20.
  • the derrick 38 extends above the guide structure 18 along the additional axis V4.
  • the guide structure 18 is for example at least partly submarine.
  • the derrick 38, the drill rod 16, the guide structure 18 and the additional support 42 are absent, the platform 12 being for example intended for exploitation and not for drilling.
  • the installation 14 comprises an underwater structure 44 resting on the seabed 22 and forming the support boxes 32, 34, 36, and a plurality of rings 46, 48, 50 threaded respectively on the support boxes 32, 34, 36 according to axes V1 to V3.
  • the installation 14 comprises, in the example shown, an additional ring 52 threaded onto the additional support 42 along the additional axis V4.
  • the installation 14 comprises displacement devices 53 ( Figures 3 and 4) for moving the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52.
  • the submarine structure 44 is sometimes called in English Gravity Base Structure
  • the support boxes 32, 34, 36 are for example of generally cylindrical shape with a substantially vertical axis.
  • the support boxes 32, 34, 36 are advantageously structurally similar to each other, and for example made of concrete.
  • the support boxes 32, 34, 36 have a square section, or of another shape.
  • the additional support 42 is analogous to the support boxes 32, 34, 36, except that it is adapted to be traversed by the drill pipe 16.
  • the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52 are advantageously structurally similar to each other, so only the ring 46 will be described below with reference to Figures 3 and 4.
  • the ring 46 advantageously has a general shape of revolution around the axis V1.
  • the ring 46 comprises a sleeve 54, for example cylindrical, and a head 56 located above the sleeve, the sleeve and the head together defining a housing 58 passing through the axis V1, the housing 58 receiving at least part of the box support 32.
  • the sleeve 54 has a square section, or some other shape.
  • the ring 46 is movable vertically relative to the support box 32 between a low position ( Figure 3), in which the ring is immersed in the body of water 25, and a high position ( Figure 4), in which the head 56 is partially emerged and surrounds the supporting leg 26 around the axis V1.
  • the ring 46 comprises for example at least 80% by mass of concrete.
  • the ring 46 comprises at least 80% by mass of steel.
  • the ring 46 comprises at least 80% of resin or of a composite material comprising resin.
  • the ring 46 may also comprise, at least 80% by weight, a mixture of two or more of the above materials.
  • the ring 46 has a vertical extension E for example greater than or equal to 10 meters, preferably 15 meters.
  • the head 56 is adapted to form a barrier between the load-bearing leg 26 and permanent or drifting ice portions on the body of water 25.
  • the head 56 also forms a flotation box 60, c that is, the head is hollow and waterproof.
  • the head 56 comprises a section 62 along the axis V1, the section 62 having a generally flared shape along the axis V1 upwards.
  • the flotation box 60 for example, surrounds the axis V1.
  • the section 62 is for example frustoconical.
  • the housing 58 is delimited by radially internal walls 64, 66 of the sleeve 54 and of the head 56 relative to the axis V1, the radially internal walls 64, 66 being for example substantially cylindrical.
  • the ring 46 has an actual mass of more than 2000 tonnes, or even 4000 tonnes, for example about 6700 tonnes (ie 2700 m 3 of concrete).
  • the flotation box 60 is adapted to make a negative contribution to the apparent weight of the ring 46.
  • the apparent mass (after deduction of the Archimedean thrust) of the ring 46 is for example around 2400 tonnes.
  • the displacement device 53 is adapted to move the ring 46 from the low position to the high position, and vice versa, over a distance advantageously greater than 8 meters, or even 10 meters, for example of about 15 meters.
  • the displacement device 53 comprises a ballast 68 (or ballast and deballasting box) fixed to the ring 46, and members (not shown) for filling or emptying the ballast.
  • the ballast 68 is advantageously fixed to a part 70 of the sleeve 54 and surrounds the sleeve around the axis V1.
  • the ring 46 is in the low position (ballast at least partially filled with water) or the high position (ballast at least partially emptied).
  • the displacement device 53 comprises at least one pinion (not shown) rotatably mounted on the ring 46, the pinion being adapted to mesh with a vertical rack (not shown) of the supporting leg 26.
  • This rack and pinion system replaces ballast 98, or enhances the action of ballast 68.
  • the device 53 for moving the ring 46 comprises a plurality of pulling members 72, and advantageously a plurality of actuators 74 fixed to the shell 24.
  • Each of the pulling members 72 comprises a first end 76 fixed to the ring 46, and a second end 78 vertically opposite the first end and connected respectively to one of the actuators 72, or alternatively directly to the shell 24.
  • the pulling members 72 are advantageously removable.
  • the actuators 74 and the pulling members 72 are adapted to move the ring 46 from the low position to the high position.
  • the actuators 74 and the draw members 72 replace the ballast 68 or reinforce the action of the ballast 68.
  • the underwater structure 44 (GBS) is installed beforehand on the bottom 22 of the body of water 25.
  • the rings 46, 48, 50 and, where appropriate, the additional ring 52 are respectively threaded onto the support boxes. 32, 34, 36 and the additional support 42 along axes V1 to V4.
  • the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52 rest on the underwater structure 44 in the low position shown in Figures 1 and 3, because the ballast 68 of each of the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52 is at least partially filled with water.
  • the platform 12 is brought to the site, for example by towing, the hull 24 being in the floating position. In other words, the platform 12 then floats on the body of water 25 and is positioned above the installation 14.
  • the supporting legs 26, 28, 30 are actuated along the axes V1 to V3 downward relative to the shell 24.
  • the feet 41 of the supporting legs 26, 28, 30 are supported on the support boxes 32, 34, 36, advantageously by means of sandbags (not shown).
  • the hull 24 is hoisted from the float position to the operating position shown in Figure 1.
  • the guide structure 18 is also installed on the additional support 42.
  • Part 24B of hull 24 is then moved relative to part 24A to align derrick 38 above guide structure 18 along axis V4. Drilling (or alternatively exploitation) can then begin.
  • the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52 are optionally left in the down position.
  • the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52 are moved from the low position (figures 1 and 3) to the high position (figures 2 and 4) using the displacement devices 53, that is to say the ballast 68, which is at least partially emptied of the water which they contained. This has the effect of lightening the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52, which then float in the high position, the head 56 emerging at least partially from the body of water.
  • each ring is effected by means of the pinion (not shown) rotatably mounted on the ring, the pinion meshing with the vertical rack (not shown) of the supporting leg concerned.
  • This rack and pinion system replaces or reinforces the action of ballast 98.
  • each ring from the low position to the high position is effected by means of the pulling members 72, and the actuators 74.
  • the pulling members 72 pull the rings upwards.
  • the rings 46, 48, 50 are moved from the low position to the high position when the hull moves from the floating position to the operating position.
  • the rings 46, 48, 50 go up or down together with the shell 24 thanks to the pulling members 72.
  • the rings 46, 48, 50 are respectively fixed on the supporting legs 26, 28 , 30, and the pulling members 72 are optionally removed.
  • the actuators 74 are absent and the pulling members 72 are connected directly to the shell 24, the distance between the rings 46, 48, 50 and the shell 24 in the high position is predetermined. If the actuators 74 are present, they make it possible to adjust the length of the pulling members 72, and therefore the distance between the rings 46, 48, 50 and the shell 24 in the high position.
  • the head 56 of each ring acts as a barrier preventing ice from reaching or accumulating around the load-bearing legs 26, 28, 30 or the possible guide structure 18.
  • the flared shape, preferably frustoconical, of the section 62 of the head 56 prevents or limits the accumulation of ice in the vicinity of the supporting legs 26, 28, 30 and of the guide structure 18.
  • the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52 are optionally returned to the lower position when the portions of ice have disappeared or no longer constitute a risk.
  • the rings 46, 48, 50 and the additional ring 52 are put or left in the down position.
  • the hull 24 moves from the operating position to the float position by moving the load-bearing legs 26, 28, 30 upwards relative to the hull 24.
  • the support ceases and the platform 12 floats on the expanse. water 25 and can be towed.
  • the rings 46, 48, 50, the supporting legs 26, 28, 30 are protected from ice.
  • the platform 12 can remain on the underwater structure 44, even in the presence of portions of ice. permanent or drifting on the body of water 25. The loss of time in the exploration and / or operation of the site is therefore avoided.
  • the optional feature according to which the shape of the head 56 of the rings is flared, preferably frustoconical, is particularly effective in preventing an accumulation of ice in the vicinity of the supporting legs and of the possible guide structure 18.
  • the optional presence of the pulling members 72 makes it possible to move, or helps to move the rings 46, 48, 50, for example in concert with the shell 24.
  • actuators 74 makes it possible to adjust the distance between the rings 46, 48, 50 and the shell 24 in the high position.

Landscapes

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Abstract

Installation (14) pour supporter une plate-forme (12) auto-élévatrice de forage ou d'exploitation pétrolière, l'installation comprenant une structure sous-marine (44) destinée à reposer sur un fond marin (22) sous une étendue d'eau (25), la structure sous-marine comprenant une pluralité de caissons de support (32, 34, 36) adaptés pour servir respectivement d'appui à des jambes porteuses (26, 28, 30) de la plate-forme. Les jambes porteuses s'étendent respectivement selon des axes (V1 à V3) destinés à être sensiblement verticaux. L'installation comprend une pluralité de bagues (46, 48, 50) enfilées respectivement sur les caissons de support, chacune des bagues comprenant un manchon, et une tête située au-dessus du manchon. Le manchon et la tête définissent un logement traversant selon l'un des axes, le logement recevant au moins une partie d'un des caissons de support. Les bagues sont mobiles verticalement par rapport aux caissons de support respectivement entre une position basse, dans laquelle les bagues sont immergées dans l'étendue d'eau, et une position haute, dans laquelle la tête de chacune des bagues est partiellement émergée et est destinée à entourer l'une des jambes porteuses autour de l'un des axes. La tête est adaptée pour former une barrière entre l'une des jambes porteuses et des portions de glace permanentes ou dérivantes sur l'étendue d'eau.

Description

INSTALLATION POUR SUPPORTER UNE PLATE-FORME AUTO-ELEVATRICE
La présente invention concerne une installation pour supporter une plate-forme auto-élévatrice de forage ou d’exploitation pétrolière, l’installation comprenant une structure sous-marine destinée à reposer sur un fond marin sous une étendue d’eau, la structure sous-marine comprenant une pluralité de caissons de support adaptés pour servir respectivement d’appui au moins à des jambes porteuses de la plate-forme, les jambes porteuses s’étendant respectivement selon des axes destinés à être sensiblement verticaux.
L’invention concerne également un ensemble d’une telle installation et de la plateforme.
Les plates-formes auto-élévatrices comportent en général une coque montée déplaçable sur des jambes porteuses qui prennent appui sur le fond marin ou sur une structure sous-marine, ladite coque supportant notamment un plancher de forage et une tour de forage appelée derrick.
Parmi les plates-formes auto-élévatrices, on connaît les plates-formes dont la coque présente une échancrure latérale permettant d'effectuer les travaux de forage et les opérations d'exploitation en plaçant le matériel de forage et/ou d'exploitation au-dessus de l'échancrure. On connaît également des plates-formes dites " cantilever ” dont les équipements de forage et d'exploitation sont disposés en porte-à-faux de façon à permettre de travailler "par-dessus bord".
L'ensemble de la plate-forme est amené en flottaison jusqu'au site de forage ou d'exploitation, et les jambes sont descendues au contact de la structure sous-marine ou du fond marin. Puis, en prenant appui sur les jambes porteuses, la coque est hissée au-dessus du niveau de la mer jusqu'à une altitude qui la met hors de la portée des plus hautes vagues.
La coque est donc déplaçable le long des jambes de la plate-forme au moyen de mécanismes de levage logés dans une structure porteuse connue sous le nom de "jack- house". Ces mécanismes de levage comportent généralement des pignons de sortie qui coopèrent avec des crémaillères montées sur une partie au moins de longueur des jambes. Ces pignons sont motorisés par une pluralité de moteurs associés à des réducteurs dont le rapport de production est très élevé. D'autre part, chaque jambe porteuse est munie à sa partie inférieure d'un pied, par exemple de forme hexagonale, qui vient s'appuyer sur la structure sous-marine ou sur le fond marin.
Une telle plate-forme est par exemple décrite dans le document FR 2 734 851 . Toutefois, dans certaines zones d’exploration et/ou de production, les conditions météorologiques peuvent être problématiques pour ce type de plate-forme. En effet, dans certains cas, des mers ouvertes ou fermées peuvent se transformer en glace à leur surface. Sous l’effet d’un courant marin, la glace peut exercer une poussée sur les jambes porteuses de la plate-forme et par conséquent fragiliser la structure.
De même, dans certaines zones, des blocs de glace, tels que des icebergs, se déplacent et peuvent venir au contact des jambes porteuses. Ceci peut engendrer de nombreux dégâts. Du coup, les plate-formes auto-élévatrices sont retirées des sites pendant les périodes hivernales pour éviter ces dommages, ce qui entraîne une perte de temps dans l’exploration et/ou l’exploitation du site.
Un but de l’invention est donc d’éviter ou de réduire ces pertes de temps.
A cet effet, l’invention a pour objet une installation telle que décrite ci-dessus, qui comprend en outre une pluralité de bagues enfilées respectivement sur les caissons de support, chacune des bagues comprenant un manchon, et une tête située au-dessus du manchon, le manchon et la tête définissant un logement traversant selon l’un des axes, le logement recevant au moins une partie d’un des caissons de support, les bagues étant mobiles verticalement par rapport aux caissons de support respectivement entre une position basse, dans laquelle les bagues sont immergées dans l’étendue d’eau, et une position haute, dans laquelle la tête de chacune des bagues est partiellement émergée et est destinée à entourer l’une des jambes porteuses autour de l’un des axes, la tête étant adaptée pour former une barrière entre l’une des jambes porteuses et des portions de glace permanentes ou dérivantes sur l’étendue d’eau.
Selon des modes de réalisation particuliers, l’installation comprend l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou selon toutes les combinaisons techniquement possibles :
- ladite tête comprend un tronçon selon l’un des axes, le tronçon ayant une forme générale évasée selon ledit un des axes vers le haut ;
- le tronçon est tronconique, le logement étant délimité au moins par des parois radialement internes du manchon et de la tête par rapport à l’un des axes, lesdites parois radialement internes étant sensiblement cylindriques ;
- les bagues comprennent au moins 80% en masse de béton, et présentent une extension verticale supérieure ou égale à 15 mètres ;
- l’installation comprend en outre des dispositifs de déplacement adaptés pour déplacer respectivement les bagues de la position basse à la position haute, et réciproquement, chacun des dispositifs de déplacement comprenant au moins un ballast fixé sur l’une des bagues, ou au moins un pignon monté rotatif sur l’une des bagues, le pignon étant destiné à engrener sur une crémaillère verticale d’une des jambes porteuses ;
- le ballast est fixé sur une partie inférieure du manchon et entoure le manchon autour de l’un des axes ; et
- chacune des bagues possède un poids apparent dans la position basse, la tête formant au moins un caisson de flottaison adapté pour apporter une contribution négative au poids apparent dans la position basse.
L’invention a également pour objet un ensemble d’une installation telle que décrite ci-dessus, et d’une plate-forme auto-élévatrice de forage ou d’exploitation pétrolière, la plate-forme comprenant une coque, et des jambes porteuses s’étendant respectivement selon les axes et prenant appui respectivement sur la pluralité de caissons de support, les jambes porteuses étant montées mobiles sur la coque respectivement selon les axes pour déplacer la coque par rapport à l’étendue d’eau entre une position de flottaison, dans laquelle la coque flotte sur l’étendue d’eau, et une position d’exploitation, dans laquelle la coque est située au-dessus de la position de flottaison, la tête de chacune des bagues entourant l’une des jambes porteuses autour de l’un des axes dans la position haute.
Selon des modes de réalisation particuliers, l’ensemble comprend l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou selon toutes les combinaisons techniquement possibles :
- l’ensemble comprend en outre une pluralité d’organes de tirage, et optionnellement une pluralité d’actionneurs fixés sur la coque, chacun des organes de tirage comprenant une première extrémité fixée respectivement sur l’une des bagues, et une deuxième extrémité verticalement opposée à la première extrémité et reliée respectivement à la coque ou à l’un des actionneurs ; et
- l’ensemble comprend en outre au moins une tige de forage et une structure de guidage pour guider la tige de forage afin de réaliser un forage, la structure de guidage s’étendant selon un axe supplémentaire sensiblement vertical, et reposant sur un support supplémentaire de la structure sous-marine situé au-dessus du forage, l’installation comprenant une bague supplémentaire structurellement analogue aux bagues, la bague supplémentaire étant enfilée sur ledit support supplémentaire, la bague supplémentaire étant mobile verticalement par rapport audit support supplémentaire entre une position basse, dans laquelle la bague supplémentaire est immergée dans l’étendue d’eau, et une position haute, dans laquelle la tête de la bague supplémentaire est partiellement émergée et entoure la structure de guidage autour de l’axe supplémentaire, la tête étant adaptée pour former une barrière entre la structure de guidage et lesdites portions de glace. L’invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d’exemple et faite en se référant aux dessins annexés, sur lesquels : la figure 1 est une vue schématique, de côté, d’un ensemble selon l’invention, les bagues étant dans la position basse, la figure 2 est une vue analogue à la figure 1 , les bagues étant dans la position haute, la figure 3 est une vue de détail, en perspective, d’une partie d’une des jambes porteuses et d’une des bagues représentées sur les figures 1 et 2, la bague étant dans la position basse et partiellement coupée, et la figure 4 est une vue analogue à la figure 3, la bague étant dans la position haute.
En référence aux figures 1 et 2, on décrit un ensemble 10 selon l’invention.
L’ensemble 10 comprend une plate-forme 12 auto-élévatrice de forage ou, en variante, d’exploitation pétrolière, et une installation 14 pour supporter la plate-forme.
Dans l’exemple représenté, l’ensemble 10 comprend aussi au moins une tige de forage 16 et une structure de guidage 18 pour guider la tige de forage afin de réaliser un forage 20 dans un fond marin 22.
La plate-forme 12 comprend une coque 24 adaptée pour flotter sur une étendue d’eau 25, et des jambes porteuses 26, 28, 30 s’étendant respectivement selon des axes V1 , V2, V3 sensiblement verticaux et adaptées pour prendre appui respectivement sur une pluralité de caissons de support 32, 34, 36 de l’installation 14.
La plate-forme 12 comprend avantageusement un derrick 38 adapté pour coopérer avec la tige de forage 18.
L’étendue d’eau 25 est par exemple un lac, une mer ou un océan. Notamment en hiver, de la glace dérivante ou une couche de glace (non représentées) sont susceptibles d’être présentes sur une surface 40 de l’étendue d’eau 25.
La coque 24 comprend par exemple deux parties 24A, 24B, la partie 24B étant montée mobile par rapport à la partie 24A et supportant le derrick 38. La coque 24 comprend éventuellement d’autres équipements (non représentés) typiques d’une plate forme de forage ou d’exploitation pétrolière.
En variante, la coque 24 présente une échancrure (non représentée).
Les jambes porteuses 26, 28, 30 sont avantageusement analogues entre elles.
Les jambes porteuses 26, 28, 30 sont par exemple formées par une structure métallique en treillis.
Chacune des jambes porteuses 26, 28, 30 comprend un pied 41 , par exemple de forme hexagonale autour de l’axe de la jambe porteuse (figures 3 et 4). Avantageusement, des sacs de sable (non représentés), ou d’autres matériaux permettant une bonne interface (non représentés), sont respectivement situés entre le pied 41 des jambes porteuses 26, 28, 30 et les caissons de support 32, 34, 36.
Les jambes porteuses 26, 28, 30 sont montées mobiles sur la partie 24A de la coque 24 respectivement selon les axes V1 à V3 pour déplacer la coque 24 par rapport à l’étendue d’eau 25 entre une position d’exploitation (représentée sur le figures 1 et 2) et une position de flottaison (non représentée), dans laquelle la coque 24 flotte sur l’étendue d’eau 25.
Les jambes porteuses 26, 28, 30 sont adaptées pour être actionnées par des mécanismes de levage (non représentés) connus en eux-mêmes. Ces mécanismes comprennent par exemple des crémaillères s’étendant sur les jambes porteuses, et des pignons montés sur la coque 24 et engrenant sur les crémaillères.
La position de flottaison se déduit de la une position d’exploitation par une translation de la coque 24 par rapport aux jambes porteuses 26, 28, 30 vers le bas selon l’axe V1.
Dans la position d’exploitation, la coque 24 est hors de portée des vagues les plus hautes susceptibles de se former sur la surface 40 de l’étendue d’eau 25.
Dans l’exemple, les jambes porteuses 26, 28, 30 sont au nombre de trois, afin d’assurer la stabilité de la plate-forme 12.
Selon des variantes non-représentées, le nombre de jambes porteuses est plus élevé, par exemple quatre, cinq ou six, ou plus.
La structure de guidage 18 s’étend selon un axe supplémentaire V4 sensiblement vertical et repose, dans l’exemple représenté, sur un support supplémentaire 42 de l’installation 14 situé au-dessus du forage 20.
En configuration de forage, le derrick 38 s’étend au-dessus de la structure de guidage 18 selon l’axe supplémentaire V4.
La structure de guidage 18 est par exemple au moins en partie sous-marine.
Selon une variante non représentée, le derrick 38, la tige de forage 16, la structure de guidage 18 et le support supplémentaire 42 sont absents, la plate-forme 12 étant par exemple destinée à l’exploitation et non au forage.
L’installation 14 comprend une structure sous-marine 44 reposant sur le fond marin 22 et formant les caissons de support 32, 34, 36, et une pluralité de bagues 46, 48, 50 enfilées respectivement sur les caissons de support 32, 34, 36 selon les axes V1 à V3.
L’installation 14 comprend, dans l’exemple représenté, une bague supplémentaire 52 enfilée sur le support supplémentaire 42 selon l’axe supplémentaire V4.
L’installation 14 comprend des dispositifs de déplacement 53 (figures 3 et 4) pour déplacer les bagues 46, 48, 50 et la bague supplémentaire 52. La structure sous-marine 44 est parfois appelée en anglais Gravity Base Structure
(GBS).
Les caissons de support 32, 34, 36 sont par exemple de forme générale cylindrique d’axe sensiblement vertical. Les caissons de support 32, 34, 36 sont avantageusement structurellement analogues les uns aux autres, et par exemple en béton.
Selon une variante non représentée, les caissons de support 32, 34, 36 ont une section carrée, ou d’une autre forme.
Le support supplémentaire 42 est analogue aux caissons de support 32, 34, 36, si ce n’est qu’il est adapté pour être traversé par la tige de forage 16.
Les bagues 46, 48, 50 et la bague supplémentaire 52 sont avantageusement structurellement analogues les unes aux autres, aussi seule la bague 46 sera décrite ci- après en référence aux figures 3 et 4.
La bague 46 présente avantageusement une forme générale de révolution autour de l’axe V1 .
La bague 46 comprend un manchon 54, par exemple cylindrique, et une tête 56 située au-dessus du manchon, le manchon et la tête définissant ensemble un logement 58 traversant selon l’axe V1 , le logement 58 recevant au moins une partie du caisson de support 32.
En variante (non représentée), le manchon 54 a une section carrée, ou d’une autre forme.
La bague 46 est mobile verticalement par rapport au caisson de support 32 entre une position basse (figure 3), dans laquelle la bague est immergée dans l’étendue d’eau 25, et une position haute (figure 4), dans laquelle la tête 56 est partiellement émergée et entoure la jambe porteuse 26 autour de l’axe V1 .
La bague 46 comprend par exemple au moins 80% en masse de béton.
Selon une variante, la bague 46 comprend au moins 80% en masse d’acier.
Selon une autre variante encore, la bague 46 comprend au moins 80% de résine ou d’un matériau composite comportant de la résine.
Le bague 46 peut également comprendre, à au moins 80% en masse, un mélange de deux ou plus des matériaux précités.
La bague 46 présente une extension verticale E par exemple supérieure ou égale à 10 mètres, de préférence 15 mètres.
Dans la position haute, la tête 56 est adaptée pour former une barrière entre la jambe porteuse 26 et des portions de glace permanentes ou dérivantes sur l’étendue d’eau 25. Avantageusement, la tête 56 forme aussi un caisson de flottaison 60, c’est-à-dire que la tête est creuse et étanche à l’eau. La tête 56 comprend un tronçon 62 selon l’axe V1 , le tronçon 62 ayant une forme générale évasée selon l’axe V1 vers le haut.
Le caisson de flottaison 60 entoure par exemple l’axe V1 .
Le tronçon 62 est par exemple tronconique.
Le logement 58 est délimité par des parois radialement internes 64, 66 du manchon 54 et de la tête 56 par rapport à l’axe V1 , les parois radialement internes 64, 66 étant par exemple sensiblement cylindriques.
La bague 46 a une masse réelle de plus de 2000 tonnes, voire de 4000 tonnes, par exemple d’environ 6700 tonnes (soit 2700 m3 de béton). Le caisson de flottaison 60 est adapté pour apporter une contribution négative au poids apparent de la bague 46. La masse apparente (après déduction de la poussée d’Archimède) de la bague 46 est par exemple d’environ 2400 tonnes.
Le dispositif de déplacement 53 est adapté pour déplacer la bague 46 de la position basse à la position haute, et réciproquement, sur une distance avantageusement supérieure à 8 mètres, voire à 10 mètres, par exemple d’environ 15 mètres.
Dans l’exemple représenté, le dispositif de déplacement 53 comprend un ballast 68 (ou caisson de ballastage et déballastage) fixé sur la bague 46, et des organes (non représentés) pour remplir ou vider le ballast.
Le ballast 68 est avantageusement fixé sur une partie 70 du manchon 54 et entoure le manchon autour de l’axe V1 .
Selon le degré de remplissage du ballast 68, la bague 46 est dans la position basse (ballast au moins partiellement rempli d’eau) ou la position haute (ballast au moins partiellement vidé).
Selon un mode de réalisation non représenté, le dispositif de déplacement 53 comprend au moins un pignon (non représenté) monté rotatif sur la bague 46, le pignon étant adapté pour engrener sur une crémaillère verticale (non représentée) de la jambe porteuse 26. Ce système pignon-crémaillère remplace le ballast 98, ou renforce l’action du ballast 68.
Selon une variante non représentée, le dispositif de déplacement 53 de la bague 46 comprend une pluralité d’organes de tirage 72, et avantageusement une pluralité d’actionneurs 74 fixés sur la coque 24.
Chacun des organes de tirage 72 comprend une première extrémité 76 fixée sur la bague 46, et une deuxième extrémité 78 verticalement opposée à la première extrémité et reliée respectivement à l’un des actionneurs 72, ou en variante directement à la coque 24.
Les organes de tirage 72 sont avantageusement amovibles. Les actionneurs 74 et les organes de tirages 72 sont adaptés pour déplacer la bague 46 de la position basse à la position haute. Les actionneurs 74 et les organes de tirages 72 se substituent au ballast 68 ou viennent renforcer l’action du ballast 68.
Le fonctionnement de l’ensemble 10 va maintenant être décrit.
La structure sous-marine 44 (GBS) est préalablement installée sur le fond 22 de l’étendue d’eau 25. Les bagues 46, 48, 50 et, le cas échéant, la bague supplémentaire 52 sont enfilées respectivement sur les caissons de support 32, 34, 36 et le support supplémentaire 42 selon les axes V1 à V4. Les bagues 46, 48, 50 et la bague supplémentaire 52 reposent sur la structure sous-marine 44 dans la position basse représentée sur les figures 1 et 3, car le ballast 68 de chacune des bagues 46, 48, 50 et de la bague supplémentaire 52 est au moins partiellement rempli d’eau.
La plate-forme 12 est amenée sur site, par exemple par remorquage, la coque 24 étant dans la position de flottaison. Dit autrement, la plate-forme 12 flotte alors sur l’étendue d’eau 25 et est positionnée au-dessus de l’installation 14.
Puis, les jambes porteuses 26, 28, 30 sont actionnées selon les axes V1 à V3 vers le bas par rapport à la coque 24. Les pieds 41 des jambes porteuses 26, 28, 30 prennent appui sur les caissons de support 32, 34, 36, avantageusement par l’intermédiaire des sacs de sable (non représentés). Le mouvement des jambes porteuses 26, 28, 30 se poursuivant, la coque 24 est hissée de la position de flottaison vers la position d’exploitation représentée sur la figure 1 .
La structure de guidage 18 est également installée sur le support supplémentaire 42.
La partie 24B de la coque 24 est alors déplacée par rapport à la partie 24A pour aligner le derrick 38 au-dessus de la structure de guidage 18 selon l’axe V4. Le forage (ou en variante l’exploitation) peut alors commencer.
En l’absence de portions de glace permanentes ou dérivantes sur l’étendue d’eau 25, les bagues 46, 48, 50 et la bague supplémentaire 52 sont éventuellement laissées dans la position basse.
En cas de formation, ou de risque de formation, de portions de glace permanentes ou dérivantes, les bagues 46, 48, 50 et la bague supplémentaire 52 sont déplacées de la position basse (figures 1 et 3) à la position haute (figures 2 et 4) à l’aide des dispositifs de déplacement 53, c’est-à-dire les ballast 68, que l’on vide au moins partiellement de l’eau qu’ils contenaient. Ceci a pour effet d’alléger les bagues 46, 48, 50 et la bague supplémentaire 52, qui flottent ensuite dans la position haute, la tête 56 émergeant au moins partiellement de l’étendue d’eau. En variante, le déplacement de chaque bague de la position basse à la position haute est effectué grâce au pignon (non représenté) monté rotatif sur la bague, le pignon engrenant sur la crémaillère verticale (non représentée) de la jambe porteuse concernée. Ce système pignon-crémaillère remplace l’action du ballast 98, ou la renforce.
Selon une autre variante, le déplacement de chaque bague de la position basse à la position haute est effectué grâce aux organes de tirage 72, et aux actionneurs 74. Les organes de tirage 72 tirent sur les bagues vers le haut.
Selon une autre variante encore, les bagues 46, 48, 50 sont déplacées de la position basse à la position haute lorsque la coque passe de la position de flottaison à la position d’exploitation. Dit autrement, les bagues 46, 48, 50 montent ou descendent de concert avec la coque 24 grâce aux organes de tirage 72. Une fois dans la position haute, les bagues 46, 48, 50 sont fixées respectivement sur les jambes porteuses 26, 28, 30, et les organes de tirage 72 sont éventuellement retirés.
Dans cette variante, si les actionneurs 74 sont absents et que les organes de tirage 72 sont reliés directement à la coque 24, la distance entre les bagues 46, 48, 50 et la coque 24 dans la position haute est prédéterminée. Si les actionneurs 74 sont présents, ils permettent d’ajuster la longueur des organes de tirage 72, et donc la distance entre les bagues 46, 48, 50 et la coque 24 dans la position haute.
Dans la position haute, la tête 56 de chaque bague agit comme une barrière empêchant la glace d’atteindre ou de s’accumuler autour des jambes porteuses 26, 28, 30 ou de l’éventuelle structure de guidage 18.
La forme évasée, de préférence tronconique, du tronçon 62 de la tête 56 évite ou limite l’accumulation de glace au voisinage des jambes porteuses 26, 28, 30 et de la structure de guidage 18.
Les bagues 46, 48, 50 et la bague supplémentaire 52 sont éventuellement remises dans la position basse lorsque les portions de glace ont disparu ou ne constituent plus un risque.
Pour éloigner la plate-forme 12 de l’installation 14, les bagues 46, 48, 50 et la bague supplémentaire 52 sont mises ou laissées dans la position basse. La coque 24 passe de la position d’exploitation à la position de flottaison en déplaçant les jambes porteuses 26, 28, 30 vers le haut par rapport à la coque 24. L’appui cesse et la plate-forme 12 flotte sur l’étendue d’eau 25 et peut être remorquée.
Grâce aux caractéristiques décrite ci-dessus, en particulier les bagues 46, 48, 50, les jambes porteuses 26, 28, 30 sont protégées de la glace. Ainsi, la plate-forme 12 peut rester sur la structure sous-marine 44, même en présence de portions de glace permanentes ou dérivante sur l’étendue d’eau 25. La perte de temps dans l’exploration et/ou l’exploitation du site est donc évitée.
La caractéristique optionnelle selon laquelle la forme de la tête 56 des bagues est évasée, de préférence tronconique, est particulièrement efficace pour éviter une accumulation de glace au voisinage des jambes porteuses et de l’éventuelle structure de guidage 18.
La présence optionnelle des organes de tirages 72 permet de déplacer, ou contribue à déplacer les bagues 46, 48, 50, par exemple de concert avec la coque 24.
La présence optionnelle des actionneurs 74 permet de régler la distance entre les bagues 46, 48, 50 et la coque 24 dans la position haute.

Claims

REVENDICATIONS
1. Installation (14) pour supporter une plate-forme (12) auto-élévatrice de forage ou d’exploitation pétrolière, l'installation (14) comprenant une structure sous-marine (44) destinée à reposer sur un fond marin (22) sous une étendue d’eau (25), la structure sous- marine (44) comprenant une pluralité de caissons de support (32, 34, 36) adaptés pour servir respectivement d’appui au moins à des jambes porteuses (26, 28, 30) de la plate forme (12), les jambes porteuses (26, 28, 30) s’étendant respectivement selon des axes (V1 à V3) destinés à être sensiblement verticaux, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre une pluralité de bagues (46, 48, 50) enfilées respectivement sur les caissons de support (32, 34, 36), chacune des bagues (46, 48, 50) comprenant un manchon (54), et une tête (56) située au-dessus du manchon (54), le manchon (54) et la tête (56) définissant un logement (58) traversant selon l’un des axes (V1 à V3), le logement (58) recevant au moins une partie d’un des caissons de support (32, 34, 36), les bagues (46, 48, 50) étant mobiles verticalement par rapport aux caissons de support (32, 34, 36) respectivement entre une position basse, dans laquelle les bagues (46, 48, 50) sont immergées dans l’étendue d’eau (25), et une position haute, dans laquelle la tête (56) de chacune des bagues (46, 48, 50) est partiellement émergée et est destinée à entourer l’une des jambes porteuses (26, 28, 30) autour de l’un des axes (V1 à V3), la tête (56) étant adaptée pour former une barrière entre l’une des jambes porteuses (26, 28, 30) et des portions de glace permanentes ou dérivantes sur l’étendue d’eau (25).
2. Installation (14) selon la revendication 1 , dans laquelle ladite tête (56) comprend un tronçon (62) selon l’un des axes (V1 à V3), le tronçon (62) ayant une forme générale évasée selon ledit un des axes (V1 à V3) vers le haut.
3. Installation (14) selon la revendication 2, dans laquelle le tronçon (62) est tronconique, le logement (58) étant délimité au moins par des parois radialement internes (64, 66) du manchon (54) et de la tête (56) par rapport à l’un des axes (V1 à V3), lesdites parois radialement internes (64, 66) étant sensiblement cylindriques.
4. Installation (14) selon l’une quelconque des revendication 1 à 3, dans laquelle les bagues (46, 48, 50) comprennent au moins 80% en masse de béton, et présentent une extension (E) verticale supérieure ou égale à 15 mètres.
5. Installation (14) selon l’une quelconque des revendication 1 à 4, comprenant en outre des dispositifs de déplacement (53) adaptés pour déplacer respectivement les bagues (46, 48, 50) de la position basse à la position haute, et réciproquement, chacun des dispositifs de déplacement (53) comprenant :
- au moins un ballast (68) fixé sur l’une des bagues (46, 48, 50), ou
- au moins un pignon monté rotatif sur l’une des bagues (46, 48, 50), le pignon étant destiné à engrener sur une crémaillère verticale d’une des jambes porteuses (26, 28, 30).
6. Installation (14) selon la revendication 5, dans laquelle le ballast (68) est fixé sur une partie inférieure (70) du manchon (54) et entoure le manchon (54) autour de l’un des axes (V1 à V3).
7. Installation (14) selon l’une quelconque des revendication 1 à 6, dans laquelle, chacune des bagues (46, 48, 50) possède un poids apparent dans la position basse, la tête (56) formant au moins un caisson de flottaison (68) adapté pour apporter une contribution négative au poids apparent dans la position basse.
8. Ensemble (10) d’une installation (14) selon l’une quelconque des revendication 1 à 7 et d’une plate-forme (12) auto-élévatrice de forage ou d’exploitation pétrolière, la plate-forme (12) comprenant une coque (24), et des jambes porteuses (26, 28, 30) s’étendant respectivement selon les axes (V1 à V3) et prenant appui respectivement sur la pluralité de caissons de support (32, 34, 36), les jambes porteuses (26, 28, 30) étant montées mobiles sur la coque (24) respectivement selon les axes (V1 à V3) pour déplacer la coque (24) par rapport à l’étendue d’eau (25) entre une position de flottaison, dans laquelle la coque (24) flotte sur l’étendue d’eau (25), et une position d’exploitation, dans laquelle la coque (24) est située au-dessus de la position de flottaison, la tête (56) de chacune des bagues (46, 48, 50) entourant l’une des jambes porteuses (26, 28, 30) autour de l’un des axes (V1 à V3) dans la position haute.
9. Ensemble (10) selon la revendication 8, comprenant en outre une pluralité d’organes de tirage (72), et optionnellement une pluralité d’actionneurs (74) fixés sur la coque (24), chacun des organes de tirage (72) comprenant une première extrémité (76) fixée respectivement sur l’une des bagues (46, 48, 50), et une deuxième extrémité (78) verticalement opposée à la première extrémité (76) et reliée respectivement à la coque (24) ou à l’un des actionneurs (74).
10. Ensemble (10) selon la revendication 8 ou 9, comprenant en outre au moins une tige de forage (16) et une structure de guidage (18) pour guider la tige de forage (16) afin de réaliser un forage (20), la structure de guidage (18) s’étendant selon un axe supplémentaire (V4) sensiblement vertical, et reposant sur un support supplémentaire (42) de la structure sous-marine (44) situé au-dessus du forage (20), l’installation (14) comprenant une bague supplémentaire (52) structurellement analogue aux bagues (46, 48, 50), la bague supplémentaire (52) étant enfilée sur ledit support supplémentaire (42), la bague supplémentaire (52) étant mobile verticalement par rapport audit support supplémentaire (42) entre une position basse, dans laquelle la bague supplémentaire (52) est immergée dans l’étendue d’eau (25), et une position haute, dans laquelle la tête (56) de la bague supplémentaire (52) est partiellement émergée et entoure la structure de guidage (18) autour de l’axe supplémentaire (V4), la tête (56) étant adaptée pour former une barrière entre la structure de guidage (18) et lesdites portions de glace.
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GB2292406A (en) * 1994-08-19 1996-02-21 Mcdermott Int Inc Offshore structures for the support of jack-up rigs.
FR2734851A1 (fr) 1995-06-02 1996-12-06 Technip Geoproduction Plate-forme auto-elevatrice de forage ou d'exploitation petroliere en mer.
GB2475059A (en) * 2009-11-04 2011-05-11 John Kennedy Fletcher Automatic level compensator
WO2012054858A1 (fr) * 2010-10-21 2012-04-26 Conocophillips Company Unité de forage auto-élévatrice spécialement adaptée à la glace équipée d'un système de tension de pré-chargement
KR20140003225A (ko) * 2012-06-29 2014-01-09 삼성중공업 주식회사 이물질 제거장치를 갖는 부유식 구조물

Patent Citations (5)

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