Brevet FR2790054A1 — publié le 20000825

PROCEDE ET DISPOSITIF DE LIAISON FOND-SURFACE PAR CONDUITE SOUS-MARINE INSTALLEE A GRANDE PROFONDEUR La présente invention a pour objet un procédé et un dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installée à grande profondeur. Le secteur technique de l'invention est le domaine de la fabrication et de l'installation de colonnes montantes de production pour l'extraction sous-marine de pétrole, de gaz ou autre matériau soluble ou fusible ou d'une suspension de matière minérale à partir de tête de puits immergé pour le développement de champs de production installés en pleine mer au large des côtes. L'application principale et immédiate de l'invention étant dans le domaine de la production pétrolière. La présente invention concerne le domaine connu des liaisons de type comportant une tour verticale ancrée sur le fond et composée d'un flotteur situé à son sommet et relié par une conduite, prenant par son propre poids la forme d'une chaînette, jusqu'à un support flottant installé en surface. En effet, dès que la profondeur d'eau des champs de production considérés dans la présente description comme étant des champs pétroliers, devient importante, leur exploitation s'effectue en général à partir de supports flottants. Les têtes de puits sont souvent réparties sur la totalité du champ et les conduites de production, ainsi que les lignes d'injection d'eau et les câbles de contrôle commande, sont déposies sur le fond de la mer en direction d'un emplacement fixe, à la verticale duquel le support flottant est positionné en surface. Ce support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courant, des vents et de la houle. Il comporte aussi en général des moyens de stockage et de traitement du pétrole ainsi que des moyens de déchargement vers des pétroliers enleveurs, ces derniers se présentant à intervalle régulier pour effectuer l'enlèvement de la production. L'appellation de ces supports flottants est le terme anglo-saxon "Floating Production Storage Offloading" (signifiant "moyen flottant de stockage, de production et de déchargement") dont on utilisera le terme abrégé "FPSO" dans l'ensemble de la description suivante. Ces FPSO sont soit ancrés par une série de lignes d'ancres partant de chacun des angles du support flottant, auquel cas le FPSO garde un cap sensiblement constant quelles que soient les conditions d'environnement, soit reliés à un touret solidaire de la structure du FPSO, ledit touret étant ancre par une série de ligne d'ancres. Dans ce dernier cas, le FPSO est libre de tourner autour du touret, ce dernier gardant un cap constant; le FPSO prend alors un cap correspondant à la résultante des efforts dus au vent, au courant et à la houle sur la coque du navire. Dans la description qui va suivre les liaisons fond-surface décrites arrivent, dans le cas d'un FPSO ancré donc à cap sensiblement constant, en général sur le bord du navire (exemple de la figure 2) et dans le cas d'un FPSO sur touret, sur le touret lui-même (exemple de la figure 6). La liaison fond-surface, appelée "riser", dont on utilisera également le terme dans la présente description, peut être réalisée en remontant de manière continue les conduites posées au fond, directement vers le FPSO en donnant une configuration de chaînette dont l'angle avec la verticale, au niveau du FPSO, est en général de 3 à 15 degrés (riser caténaire). Ces liaisons sont réalisées impérativement au moyens de flexibles lorsque la profondeur d'eau est inférieure à quelques centaines de mètres, mais dès lors que la profondeur atteint et dépasse 800 à 1 000m, les flexibles peuvent être remplacés par des conduites résistantes et rigides, telles qu'en matériau composite ou en acier de forte épaisseur, car sur de telles hauteurs la raideur de la conduite ne modifie pas la chaînette. Ces risers rigides en matériau résistant de forte épaisseur, en configuration de chaînette sont communément appelés par le terme anglo-saxon "Stemm Canerai Riser" (signifiant "riser en acier en forme de chaînette") dont on utilisera le terme abrégé SCR dans la présente description qu'il soit en acier ou autre matériau tel que composite. Les SCRs et les flexibles en caténaires reliant directement le fond de la mer au FPSO engendrent des efforts considérables au niveau de la structure dudit FPSO, cependant les SCRs sont beaucoup plus simples que les flexibles sur le plan technique et beaucoup moins onéreux. Pour les très grandes profondeurs, un riser flexible et un riser SCR, soumis aux seuls forces de gravitation, de même hauteur et présentant, au niveau du point d'accrochage sur le FPSO, un même angle par rapport à la verticale, auront une courbure identique sur toute leur longueur en suspension. Mathématiquement, cette courbe est parfaitement définie et s'appelle chaînette. La profondeur d'eau de certains champs pétroliers dépasse 1 500m et peut atteindre 2 000 à 3 000m. La tension induite au niveau du FPSO par chacun des SCRs peut atteindre 250 à 300 tonnes et le grand nombre de risers rendus nécessaires pour le développement de certains champs, conduit à renforcer de manière considérable la structure desdits FPSO et à créer des déséquilibres si les charges sur bâbord et tribord sont différentes. De plus, lors des mouvements circulaires du FPSO autour de sa position moyenne, la chaînette formée par le SCR se modifie et le point de contact au niveau du sol se déplace d'avant en arrière et de gauche à droite, au même rythme que le FPSO, reposant ou soulevant une portion de la conduite. Ces mouvements répétés sur de longues périodes créeront un sillon dans les sols peu consolidés que l'on rencontre couramment à grande profondeur, ce qui aura pour effet de modifier la courbure de la chaînette et conduire, si le phénomène s'amplifie à des risques d'endommagement des conduites, soit au niveau des conduites sous- marines, soit au niveau des SCRs. En raison de la multiplicité des lignes existant sur ce type d'installation, on est amené à préférer une solution de type tour dans laquelle les conduites et câbles convergent au pied d'une tour et remontent le long de celle-ci, soit jusqu'à la surface, soit jusqu'à une profondeur proche de la surface, profondeur à partir de laquelle des conduites flexibles assurent la liaison entre le sommet de la tour et le FPSO. La tour est alors munie de moyens de flottabilité pour rester en position verticale et les risers sont reliés, en pied de tour, aux conduites sous- marines par des manchettes souples qui absorbent les mouvements angulaires de la tour. L'ensemble est communément appelé "Tour Riser Hybride", car il fait intervenir deux technologies, d'une part une partie verticale, la tour, dans laquelle le riser est constitué de conduites rigides, d'autre part la partie haute du riser constituée de flexibles en chaînette. On connaît le brevet français FR 2 507 672 publié le 17 Décembre 1982 et intitulé "colonne montante pour les grandes profondeurs d'eau" qui décrit une telle tour hybride comprenant un flotteur en surface relié au FPSO par l'intermédiaire de conduites flexibles et portant des guides suspendus dans lesquels passent uniquement la portion supérieure des conduites verticales de transfert de fluide: ladite tour hybride est ancrée sur le fond de la mer par un câble tendu laissant une certaine souplesse de mouvement vertical à l'ensemble, la portion inférieure des conduites étant libre et formant un coude au niveau du fond sur lequel elle s'appuie. L'intérêt d'une telle tour hybride réside dans la possibilité pour le FPSO de pouvoir s'écarter de sa position normale en induisant un minimum de contraintes dans la tour ainsi que dans les portions de conduites en forme de chaînettes en suspension, tant au fond qu'en surface. En effet, le FPSO est en général ancré par une multitude de lignes reliées à un système d'ancres reposant sur le fond de la mer. Ce système d'ancrage crée des efforts de rappel qui maintiennent le FPSO dans une position neutre. Les liaisons fond-surface créent des efforts verticaux et horizontaux supplémentaires qui ont pour effet de déplacer l'axe du FPSO par rapport à ladite position neutre. En l'absence de courant, de vent, de houle et pour un niveau de marée moyen, la position du FPSO correspond a une position P0 dite position de référence. Sous l'effet conjugué des conditions d'environnement, d'une part sur la coque du FPSO et d'autre part sur les divers éléments constitutifs des risers, le FPSO va se déplacer, par rapport à cette position de référence, en proportion de la valeur de la résultante de tous les efforts appliqués au système. Ainsi, pour des efforts sur la coque du FPSO tendant à l'éloigner de l'axe de la tour, on constate les effets suivants - d'une part la chaînette se tend et son angle avec la verticale, au niveau du point d'attache avec le FPSO augmente, ce qui implique un augmentation de l'effort vertical et de l'effort horizontal sur le FPSO; - d'autre part l'angle d'inclinaison de la tour dû au dit effort horizontal, augmente. Pour minimiser les conséquences des excursions du FPSO, on recherche en général à augmenter la raideur du système d'ancrage et à donner de la souplesse au niveau des liaisons fond-surface. Pour cela, la configuration tour associée à une chaînette présente une grande capacité d'absorber les excursions du FPSO, tout en minimisant les mouvements au niveau de la tour et les déformations des chaînettes pour lesquelles les flexibles sont bien adaptés à la réalisation des liaisons entre les FPSO et le sommet de la tour, mais la structure interne des flexibles est très complexe et leur coût très élevé. Tous les éléments de ces tours hybrides ou de ces risers caténaires doivent être dimensionnés pour supporter la houle, le courant et les mouvements du navire de surface dans les conditions extrêmes de mer, ce qui conduit à des structures immergées d'ampleur considérable devant supporter des contraintes importantes et résister à des phénomènes de fatigue tout au long de leur durée de vie qui atteint et dépasse couramment 20 ans. Le problème posé est donc de pouvoir réaliser et installer de telles liaisons fond-surface pour conduites sous-marines à grandes profondeurs, telles qu'au delà de 1 000 mètres par exemple, et de type comportant une tour verticale ancrée sur le fond de la mer et dont le flotteur situé à son sommet est relié, à un support flottant installé en surface, par une conduite en forme de chaînette, en limitant les efforts sur les flotteurs et les conduites reliant celui-ci au support flottant, l'ensemble du dispositif devant être capable de résister aux contraintes et à la fatigue tout en acceptant des déplacements importants du support de surface et sans nécessiter des structures considérables et trop coûteuses, et dont la mise en place doit pouvoir être facilitée et être réversible pour être facilement entretenu et remplacé. Une solution au problème posé est un dispositif de liaison fond- surface pour conduite sous-marine installée à grande profondeur comportant d'une part une tour verticale constituée d'au moins un flotteur associé à un système d'ancrage et portant au moins un riser vertical apte à descendre jusqu'au fond de la mer et d'autre part au moins une conduite de liaison depuis ledit flotteur vers tout support de surface tel que suivant la présente invention ladite conduite de liaison est un riser dont la paroi est un tube résistant rigide, le système d'ancrage comportant au moins un tendon vertical, une embase inférieure à laquelle est fixée l'extrémité inférieure du tendon et au moins un guide au travers duquel passe l'extrémité inférieure dudit riser vertical, lequel guide peut être sur l'embase; ledit tendon comporte également des moyens de guidage à travers lesquels passent au moins ledit riser vertical. Ladite embase peut être simplement posée sur le fond de la mer et restant en place par son propre poids, ou peut être ancrée au moyen de piles ou tout autre dispositif propre à la maintenir en place; le flotteur est relié à cette embase par l'intermédiaire d'une liaison souple située en pied, et d'un lien axial constitué soit d'un câble soit d'une barre métallique soit encore d'une conduite. Ce lien axial est appelé "tendon" dans la présente description. Dans un mode préférentiel de réalisation, l'extrémité supérieure dudit riser vertical est suspendue à travers au moins un guide solidaire dudit flotteur, disposé en son sein ou à sa périphérie, ladite extrémité supérieure du riser vertical est connectée par le dessus dudit flotteur à l'extrémité coudée de ladite conduite de liaison, et l'extrémité inférieure du riser vertical est apte à être connectée à l'extrémité d'une manchette également coudée, mobile, entre une position haute et une position basse, par rapport à ladite embase, à laquelle cette manchette est suspendue et associée a un moyen de rappel la ramenant en position haute en l'absence du riser, ledit moyen de rappel pouvant être un contrepoids. En tête du riser vertical, un dispositif de butée solidaire de celui-ci vient s'appuyer sur le guide support installé en tête du flotteur et maintient ainsi la totalité du riser: celui-ci étant alors suspendu, son poids apparent dans l'eau est soutenu par une partie de la flottabilité du flotteur. Les objectifs de la présente invention sont également obtenus par un procédé de liaison utilisant comme indiqué ci-dessus d'une part une tour verticale constituée d'au moins un flotteur associé à un système d'ancrage et portant au moins un riser vertical apte à descendre jusqu'au fond de la mer et d'autre part au moins une conduite de liaison depuis ledit flotteur vers tout support de surface, tel que, suivant la présente invention, on installe ledit flotteur à une profondeur d'immersion située en dessous de la dernière thermocline, celle-ci étant définie et précisée ci-après, et on relie ledit flotteur au support de surface par au moins un riser résistant rigide constituant une desdites conduites de liaison. Suivant un mode préférentiel de mise en oeuvre du procédé de liaison suivant l'invention - on met en place sur le fond de la mer une embase que l'on solidarise audit fond; on y fixe l'extrémité inférieure d'un tendon qui est solidaire, a son autre extrémité supérieure, dudit flotteur, l'ensemble constituant ledit système d'ancrage de la tour verticale; - on descend progressivement ledit riser vertical, par exemple par descente à partir d'un support flottant installé à la verticale dudit flotteur, et à travers un des ensembles des guidages de celui-ci et jusqu'à ce que son extrémité supérieure vienne en appui sur ledit flotteur, son extrémité inférieure venant alors se connecter à l'extrémité supérieure d'une manchette pré-installée sur ladite embase. Lors de sa descente, le riser vertical passe de préférence successivement dans une série de guides solidaires du lien axial, appelé tendon, et est ainsi maintenu dans une position sensiblement parallèle audit tendon et aux autres riser verticaux, soit déjà installés dans les guides adjacents, soit devant être installés ultérieurement. Dans un mode particulier de réalisation, on installe ledit flotteur à une profondeur d'immersion supérieure à la demi-profondeur d'eau à laquelle est ancrée la tour suivant l'invention, ce qui permet alors d'assembler préalablement l'ensemble du riser vertical et de le transporter en position verticale jusqu'à la verticale du guide correspondant du flotteur pour y être descendu. Le résultat est un nouveau procédé de liaison fond-surface par conduite sous-marine, installée à grande profondeur et répondant au problème posé. En effet, l'étude des courants marins dans les diverses mers du monde a montré l'existence de plusieurs stratifications, depuis la surface et jusqu'au fond de la mer. Ainsi, pour des profondeurs d'eau supérieures a 500-1000m, dans une configuration océanique de type Atlantique, on observe comme représenté sur la figure 1: - une couche de surface 18, pouvant atteindre 50 m au-dessous le la surface 19, et dans laquelle les courants sont locaux et principalement dus aux vents et aux phénomènes de marée. Dans cette zone, les courants sont importants sensiblement uniformes sur la tranche d'eau. Ils peuvent atteindre des vitesses de l'ordre de 2,5 m/s dans le cas de l'Afrique de l'Ouest, - une zone de transition 291, appelée thermocline, d'épaisseur variable mais faible (3 à 10m). Dans cette zone de transition 291 le courant décroît rapidement pour atteindre la vitesse de la couche intermédiaire, - une couche intermédiaire 182 dans laquelle les courants varient de 0,5 m/s à lm/s. Cette couche intermédiaire s'étend d'environ -55m à - m et les courants sont principalement des courants thermiques dus aux phénomènes climatiques, - une deuxième zone de transition 292 ou thermocline elle aussi d'épaisseur variable mais faible ( + 10m). Dans cette zone de transition le courant décroît rapidement pour atteindre la valeur de la couche inférieure, - une couche inférieure 183 dans laquelle les courants sont faibles et ne dépassent en général pas 0, 5 m/s. Ces courants sont dus à des mouvements d'eau intercontinentaux. Cette couche commence à environ - / -170 m et se poursuit jusqu'au fond 12 de la mer, c'est à dire jusqu'à des profondeurs pouvant atteindre 1 000 à 3 000m selon les endroits. Dans certaines mers, on peut observer trois thermoclines 29 sur la partie supérieure, mais d'une manière générale, la couche inférieure 183 commence aux alentours de -170 / -200m. Ainsi, la tour et son flotteur suivant l'invention et tel que décrits ci- après étant localisés en dessous de cette thermocline inférieure 29, sont dans la tranche d'eau 183 engendrant les sollicitations dues au courants les plus faibles. De plus, le flotteur se trouve à l'abri des effets de la houle, effets qui décroissent rapidement avec la profondeur et qu'il est d'usage de négliger dès lors que l'on dépasse 120 à 150 m de profondeur. Les efforts auxquels la tour se trouve alors soumise sont ainsi considérablement réduits et sensiblement uniforme dans toute sa hauteur sous l'effet des courants de fond intercontinentaux. Le dispositif selon l'invention, constitué de l'ensemble tour-SCR aura un comportement bien meilleur sous l'effet des conditions d'environnement non seulement habituelles, mais aussi extrêmes telles que les conditions annuelles, décennales et centennales. Les efforts et les contraintes seront réduites de manière très significatives et la tenue en fatigue des divers composants critiques sera considérablement augmentée, ce qui permettra de fournir un meilleur service pendant toute la durée de vie du champ. Le flotteur se trouvant ainsi à une profondeur importante, peut être relié au FPSO par l'intermédiaire d'au moins un SCR et non pas d'une liaison flexible telle qu'il est d'usage à ce jour de procéder: ces liaisons SCR sont simples et de plus, la structure interne des SCRs, des risers verticaux et des conduites reposant sur le fond peuvent être alors identiques, ce qui simplifie le passage de racleurs de nettoyage. Le passage fréquent de ces racleurs de nettoyage est en effet indispensable dans le cas de dépôts solides tels la paraffine ou les hydrates et on doit pouvoir agir de manière très énergique et répétée sans endommager la surface interne des risers et des conduites. D'une manière générale, le flotteur est installé aux environs de la mi- hauteur de la tranche d'eau, mais on pourra être amené à l'installer plus haut ou plus bas pour privilégier certains avantages que nous allons décrire maintenant. Dans tous les cas de figure, le flotteur ne sera jamais situé à proximité de la dernière thermocline décrite précédemment, mais largement plus bas, par exemple 100m plus bas, de manière à ne jamais risquer d'être soumis aux perturbations engendrées par la thermocline, ni aux courants existant dans la tranche supérieure, au cas o des perturbations des courants marins à l'échelle planétaire viendraient modifier de manière significative les mouvements océanologiques. Le SCR est relié au riser vertical au niveau du sommet du flotteur par l'intermédiaire d'un joint flexible qui autorise une variation importante de l'angle entre l'axe de la tour et l'axe de la chaînette au niveau dudit joint flexible, sans engendrer de contraintes significatives dans le SCR ni dans le sommet du flotteur. Ce joint flexible pourra être soit une rotule sphérique avec joints d'étanchéité, soit une rotule lamifiée constituée de sandwich de feuilles d'élastomères et de tôles adhérisées, capable d'absorber des mouvement angulaires importants par déformation des élastomères, tout en conservant une étanchéité parfaite en raison de l'absence de joints de frottement, soit encore une longueur limitée de conduite flexible capable de fournir le même service. Le dispositif selon l'invention sera avantageusement équipé d'un connecteur automatique situé au niveau du joint flexible, soit entre la tour et le joint flexible, soit entre le joint flexible et le FPSO. Ainsi, l'installation d'un tel SCR peut se faire de manière entièrement automatique, sans avoir à faire appel à des plongeurs. La séquence d'installation consiste alors à installer la tour, puis à transporter en position verticale le futur SCR, à le fixer au bordé du FPSO en position définitive. Un câble connecté à l'extrémité inférieure du futur SCR est alors manipulé par un ROV qui est le nom abrégé du terme anglo-saxon "Remote Observation Vehicule" (signifiant "sous-marin automatique télécommandé, depuis la surface, et dont on utilisera le terme abrégé ROV AIl" ' dans la présente description), pour être ramené vers le sommet de la tour et être connecté à des moyens de traction solidaires du flotteur et commandés par exemple par le ROV qui fournir alors la puissance nécessaire tout en contrôlant les opérations à l'aide de caméras vidéo dont le signal est remonté en surface auprès des opérateurs installés sur le support flottant d'intervention. Le câble est alors tiré et l'extrémité du SCR équipé de l'extrémité mâle, par exemple, d'un connecteur automatique est ramenée vers l'extrémité femelle du même connecteur automatique. En fin de phase d'approche, l'ensemble est verrouillé et les moyens de tirage libérés pour pouvoir intervenir sur l'installation de la ligne suivante. Le principe des connecteurs automatiques étant connu de l'homme de l'art dans le domaine de l'hydraulique et de la pneumatique, ne sera pas décrit ici dans ses détails. Ce mode d'installation présente l'avantage d'être entièrement réversible, dans la mesure o le connecteur automatique est conçu pour pouvoir être déconnecté. Il est ainsi possible, en cours d'exploitation, d'intervenir sur un seul SCR pour le démonter et le remplacer sans perturber le reste de la production et donc sans avoir à arrêter la production des risers et SCRs voisins. De la même manière, la tour et les risers verticaux sont avantageusement installés selon la séquence suivante - mise en place de l'embase et solidarisation avec le fond, - installation du tendon équipé de ses guides et du flotteur ! * superleur, - transport, en position verticale, du riser vertical assemblé jusqu'à la verticale de son guide situé dans la bouée, - descente progressive du riser vertical dans ses guides en contrôlant depuis la surface l'opération de descente, - en fin de descente, la tête du riser repose sur le sommet du flotteur et comporte un coude puis, par exemple, le joint flexible sur lequel est fixé la partie femelle du connecteur automatique décrit précédemment. - l'extrémité basse du riser vertical est elle aussi avantageusement équipée d'un connecteur automatique, préférentiellement la partie mâle en raison de son moindre encombrement, l'ensemble pouvant être connecté avec l'extrémité de la conduite sous-marine reliant le pied de la tour à l'une des têtes de puits, ladite extrémité étant équipée de la partie femelle dudit connecteur automatique. Ce mode d'installation des risers verticaux présente l'avantage d'être entièrement réversible, dans la mesure o le connecteur automatique de pied de riser est lui aussi conçu pour pouvoir être déconnecté. Il est ainsi possible, en cours d'exploitation, d'intervenir sur un seul riser pour le démonter et le remplacer sans perturber le reste de la production et donc sans avoir à arrêter la production des risers et SCRs voisins. Dans la mesure o le flotteur est installé à une profondeur supérieure à la moitié de la hauteur d'eau, il sera possible de transporter en vertical le riser entièrement terminé et de le descendre à travers le flotteur. Si le flotteur se trouve au dessus de la mi-hauteur d'eau, il conviendra de positionner le support flottant d'installation à la verticale dudit flotteur et d'assembler les éléments de riser au fur et à mesure de la descente de son extrémité inférieure vers et à travers le flotteur et les divers guides installés le long du tendon, ledit assemblage pouvant être réalisé soit par soudure, soit par collage, soit encore par assemblage mécanique tel que le vissage, le bridage ou le sertissage. Dans une version préférée du dispositif, on transportera en position verticale depuis un emplacement d'assemblage éloigné de la tour, une longueur préassemblée du riser, ladite longueur étant inférieure à la hauteur d'eau restant entre la surface et le sommet de la tour. Ainsi, le support flottant d'intervention viendra se positionner à la verticale du flotteur avec une longueur optimale de riser déjà assemblé, équipé en partie inférieure de la portion mâle du connecteur automatique et prêt à être descendu vers et à travers le flotteur et les divers guides installés le long du tendon. Au fur et à mesure de la descente, la partie supérieure manquante du riser est assemblée comme décrit précédemment. Le mode opératoire ainsi décrit permet de limiter au minimum la présence du support flottant d'intervention dans la zone de la tour, ce qui minimise les risques d'accident. Ainsi, pour pouvoir intervenir ultérieurement et démonter de manière simple le riser, on privilégiera des modes d'assemblage permettant un démontage rapide et non destructif, tel le vissage, ce qui permettra d'extraire le riser de son supportage, de désassembler par dévissage les tronçons successifs de la seule partie supérieure nécessaire pour libérer la partie basse du riser du sommet du flotteur, le support flottant d'intervention quittant alors la position avec le reste du riser en suspension, et se dirigeant vers un emplacement éloigné des installations sensibles pour terminer les opérations de maintenance. Dans le but de minimiser la présence du support flottant d'intervention à la verticale de la tour, on installe avantageusement le flotteur à un niveau inférieur à la demi hauteur d'eau, il est ainsi possible pour le support flottant d'intervention d'installer ou d'extraire l'intégralité du riser sans à avoir à assembler ou démonter aucun de ses composants, ce qui réduit encore les risques d'accident dans la zone de la tour et des installations sensibles. D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention ressortiront mieux à la lecture de la description qui va suivre, faite de manière illustrative et non limitative, en référence aux dessins annexés sur lesquels: - la figure 1 est la représentation de la totalité de la tranche d'eau dans une configuration océanique de type Atlantique, tel que décrit précédemment, dans laquelle sont indiqués en abscisse les valeurs indicatives des courants en mètre/seconde et en ordonnées les profondeurs approximatives des différentes couches et des thermoclines correspondantes. - la figure 2 est une vue en perspective d'un développement de champ pétrolier par 1 500m de profondeur d'eau, représentant le FPSO en surface, une tour centrale de récupération des effluents pétroliers et de deux tours latérales d'injection d'eau, - la figure 3 est une vue en coupe du flotteur associée à une vue de côté du tendon central et de deux risers, la figure 4 est une vue de côté de l'embase de la tour comportant deux risers, le tendon central et deux manchettes de raccordement aux conduites sous-marines, - la figure 5 est une vue de côté de l'embase d'une tour mono- riser, - La figure 6 est la représentation schématique, illustrant le résultat d'un calcul en statique, d'un FPSO ancré sur touret par 2 000 m de profondeur d'eau et relié à une tour suivant l'invention située à 1 000 m de profondeur - la figure 7 est une série de deux courbes représentant les variations de la tension horizontale et de la distance horizontale de l'embase d'ancrage du flotteur au FPSO en fonction de la profondeur du flotteur pour une hauteur d'eau de 2 000m et une excursion de 8%, - la figure 8 est une série de deux courbes représentant les variations de l'excursion du FPSO et de la tension horizontale en fonction de la profondeur du flotteur pour une hauteur d'eau de 2 00C0m et une distance entre FPSO et bouée de 950m. Dans ces dessins, les éléments identiques ou similaires portent, sauf indication contraire, les mêmes références d'une figure à l'autre. La figure 2 représente un FPSO 1 ancré sur un champ pétrolier par 1 500m de hauteur d'eau 18, par un système d'ancrage non représenté et comportant par exemple, sur bâbord, au niveau de son bordé un système de supportage 2 de conduites SCR d'effluents pétroliers 3 et de conduites d'injection d'eau 4. Les SCRs d'effluents pétroliers sont connectés à une tour située par exemple à -800m de la surface 19, au niveau supérieur du flotteur 5 comportant quatre emplacements le traversant, dont deux seulement sont occupés. Ledit flotteur est relié à l'embase 8 reposant sur le fond de la mer, au moyen d'un tendon 6 auquel sont fixés une multitude de guides 7 à travers lesquels sont installés des risers 9 connectés au niveau de l'embase à des manchettes de raccordement 11l elles-mêmes connectées à des conduites sous-marines 10 au niveau d'un bloc intermédiaire de connexion 13; d'autres manchettes de raccordement 112 sont en attente de l'installation des risers verticaux correspondants. Deux tours d'injection d'eau identiques sont constituées d'un flotteur 14 installé à -1 000m de la surface et relié à l'embase 16 au moyen d'un riser 15 assurant de plus la fonction de tendon. Une manchette de raccordement 17 assure la liaison entre le pied de riser et le bloc intermédiaire de connexion 13. Le flotteur de la tour pour effluents pétroliers étant par exemple à - 800m de la surface, se trouve à une distance latérale d'environ 500m de la verticale du bordé du FPSO pour une liaison SCR en forme de chaînette arrivant au flotteur à l'horizontale, ce qui facilite grandement les opérations d'installation et de maintenance par un navire d'intervention, lequel n'interférera pas avec les opérations d'exploitation courante du FPSO. De plus, ledit navire d'intervention pourra se positionner à la verticale de la tour et évoluer sans risquer d'accrocher les lignes d'ancrage permanent dudit FPSO. Le flotteur 14 de la tour pour l'injection d'eau étant à -1 000m de la surface, donc plus bas que la tour précédente se trouvera ainsi éloigné de 550m du bordé du FPSO. La figure 3 représente la vue en coupe du flotteur 5 d'une tour multirisers associée à la vue de côté des divers composants associés. Ledit flotteur 5 est constitué par exemple de mousse syntactique et est relié au tendon central 6 par un dispositif de liaison 20 présentant à son extrémité inférieure une pièce d'inertie variable 21 assurant la transmission des contraintes entre tendon et flotteur. Le flotteur comporte des guides 22 creux verticaux et alignés avec les moyens de guidages 23 des guides 7 installés à intervalles réguliers ou non sur la hauteur du tendon 6 et solidarisés à ce dernier au moyen d'un dispositif d'accrochage 24. Les guides 22 peuvent être soit intégrés au sein du flotteur, soit installés à sa périphérie ou encore dans sa partie centrale. Ces guides reçoivent les risers verticaux 9 représentés sur la partie gauche complètement installés et raccordés au SCR 3 et sur la partie droite en phase de début d'insertion de l'extrémité mâle 25 d'un connecteur automatique de riser 9. L'extrémité dudit connecteur automatique 25 est raccordée à une câblette 26 passant a travers chacun des guides 22, 23, jusqu'à lembase 8 de la tour au niveau de laquelle une poulie de renvoi 27 est installée l'embase 8 et la poulie 27 représentés sur la figure 4 sont schématisés sous la forme de retour de câble 28 sur la figure 3. Le câble 26 remonte en surface jusqu'au navire d'intervention o il est maintenu en tension par un treuil à tension constante. Ainsi, le navire d'intervention se présente à la verticale de la tour avec le riser 9 complètement assemblé, car la profondeur - 800 m du flotteur 5 dans cet exemple de réalisation est supérieure à la longueur - 700 m du riser 9. Un ROV accroche à l'extrémité du connecteur automatique 25 la câblette 26, cette dernière ayant été préinstallée avant la mise en place de l'ensemble embase 8 - tendon 6 -flotteur 5; la seconde extrémité est remontée en surface pour être connectée à un treuil à tension constante non représenté. L'opération de descente du riser 91 s'effectue en maintenant la tension dans le câble 26, laquelle tension impose alors à l'extrémité du connecteur automatique 25 de passer successivement à travers chacun des guides 231. La tension nécessaire dans le câble 26 pour cette opération sera d'autant plus importante que l'angle d'inclinaison de la tour sera élevé. En effet lors de l'installation du premier riser sur la tour, cette dernière sera en position sensiblement verticale. Après connexion du SCR correspondant relié au FPSO, ledit SCR exercera sur la tour une force horizontale qui engendrera un mouvement angulaire de la tour par rapport à la verticale, orienté vers le FPSO. Au fur et à mesure des installations des risers successifs, cet angle augmentera et la tension nécessaire dans le câble 26 augmentera proportionnellement. La partie gauche de la même figure 3 représente le riser 92 installé dans son guide 22: son extrémité 30 repose sur la partie supérieure du guidage 22 et constitue la partie femelle d'un connecteur automatique dans laquelle sera insérée la partie mâle 31 dudit connecteur, solidaire d'un coude 32 lui-même solidaire d'un joint flexible 33 connecté à l'extrémité du SCR 3. En raison de la hauteur de la tour dans cet exemple de réalisation, la longueur du SCR est inférieure à la hauteur d'eau et ce dernier est assemblé à l'extérieur du champ par le navire d'intervention, puis transporté en pendant jusqu'au FPSO o il est transféré et raccordé à son extrémité supérieure. Son extrémité inférieure équipée du joint flexible 33, du coude 32 et de la partie mâle 31 du connecteur automatique est reliée à un câble dont la seconde extrémité est transférée par le ROV vers des moyens de tirage, non représentés, solidaires du flotteur et dont la puissance est, par exemple, fournie par ou à travers le ROV. Le tirage du câble depuis le flotteur met la conduite en forme de chaînette et lorsque l'embout mâle 31 se trouve à proximité de la partie femelle 30 correspondante, les deux parties sont assemblées par des moyens, non représentés, connus de l'homme de l'art dans le domaine des connecteurs hydrauliques et pneumatiques. Après mise en place du SCR3, une butée 34 est installée sur le flotteur 5 qui vient en appui sur une collerette solidaire du coude 32 de manière à reprendre les efforts horizontaux engendrés par le SCR et à éviter les rotations de l'ensemble et en particulier du coude autour de l'axe 36 des risers 9. La figure 4 est une vue de côté de l'embase 8 d'une tour multi-risers constitué d'une plaque de base 40 lestée, reposant sur le sol 12 du fond de la mer et supportant une structure métallique comportant des guides 41, un joint flexible central 42 apte à recevoir l'extrémité inférieure du tendon 6. Deux risers 9 sont représentés, sur la gauche le riser 91 est connecté au niveau de la partie mâle 25, de son connecteur automatique, à la partie femelle 44, du même connecteur solidaire de la manchette de raccordement 11, à des conduites sous-marines non représentées. Soumis à des variations de température, le riser 9 peut se dilater en coulissant dans les divers guides 7 répartis le long de la tour. En partie basse, le mouvement de l'extrémité inférieure peut atteindre plusieurs mètres en variations extrêmes: aussi le riser 91. associé à sa manchette 112 sont libres de se déplacer verticalement dans les guides 411 et 491 solidaires de la structure de l'embase 8. Un système de contre poids constitué d'une masse 481 d'un câble 461 tourné autour d'une poulie 451 solidaire du bâti de l'embase 8 est connecté a un renfort 501 de la manchette 111 au niveau du point d'attache 471. Ce contrepoids est dimensionné pour maintenir, en l'absence du riser 91, la manchette en position haute, le renfort 501 venant alors en butée avec la structure de l'embase 8 au niveau du guidage 491. Cette position haute est détaillée dans la partie droite de la figure qui montre un riser 92 en cours de descente, après passage de la partie mâle 252 du connecteur automatique à travers le dernier guide 412. Le câble 26 maintenu en tension depuis la surface et servant à tirer l'extrémité du riser à travers les différents guides a été déconnecté par le ROV. La descente du riser 92 est ensuite effectuée jusqu'à ce que la partie mâle 252 rentre dans la partie femelle 442. Dans cette phase d'enclenchement, la manchette 112 est toujours en position haute car le contrepoids 482 est dimensionné pour supporter au moins le poids propre de ladite manchette additionné de l'effort vertical nécessaire à la phase d'enclenchement. Après le dit enclenchement, le riser 9 peut descendre jusqu'à ce que sa partie supérieure repose sur le flotteur, la manchette 11 se trouvant alors en position basse et le contrepoids se soulevant d'autant. Ainsi, en cas d'intervention future nécessitant l'enlèvement du riser 92, le ROV opérera le déverrouillage du connecteur automatique 252-442 et lors de l'extraction du riser, la manchette se remettra en position haute grâce à l'action du contrepoids 482. La réinstallation du riser 92 après réparation sera effectuée de la même manière que l'installation initiale, car le dispositif selon l'invention est entièrement réversible. La figure 5 est la vue de côté de la partie inférieure d'une tour mono- riser constituée d'une embase 16 reposant sur le sol 12 et supportant la manchette coudée de raccordement 17 à l'extrémité de laquelle est installé un joint flexible 37 connecté lui même à la partie femelle 38 d'un connecteur automatique. Le riser 15 est équipé à sa base de la partie mâle 39 du même connecteur automatique. Dans ce mode de réalisation d'un dispositif selon l'invention, le riser 15 joue aussi le rôle de tendon et le connecteur automatique 38-39, ainsi que le joint flexible 37 sont dimensionnés pour reprendre la tension engendrée par le fluide sous pression additionné de la tension créée par le flotteur 14 et les conditions d'environnement sur l'ensemble SCR4-tour. La figure 6 représente schématiquement deux positions d'un FPSO, ancré sur touret, et obtenues à partir des résultats d'un calcul effectué en statique, sans tenir compte des effets dynamiques, pour un champ pétrolier installé par 2 000 m de fond et avec le flotteur 5 de la tour suivant l'invention positionnée à 1 000 m de profondeur: le poids linéaire apparent dans l'eau du SCR 3 et du riser vertical 9 unique, faisant office de tendon, considérés pleins d'huile, a été pris en compte pour une valeur de 97,96 kg/m, et la flottabilité nette au niveau du flotteur 5 à une valeur de 180 tonnes (flottabilité du flotteur - poids apparent dans l'eau du flotteur 5, du tendon et du ou des riser(s) verticaux 9); le SCR 3 et le riser vertical 9 sont réalisés dans le même matériau et de même type, tel que d'un diamètre de 10,25 pouces et une épaisseur de 1 pouce avec une rigidité longitudinale considérée infinie et une isolation donnée; l'eau de mer est considérée avec un poids volumique de 1 033 kg/m3. La position moyenne du FPSO 1 étant P0, les résultats des calculs détaillent les caractéristiques d'une position éloignée P1 et d'une position rapprochée P2, correspondant à une excursion maximale de 8 % de la profondeur d'eau de 2 000 m, le flotteur 5 étant positionné à une profondeur d'eau égale à environ la moitié de la tranche d'eau considérée et reliée au fond 12 par un riser 9 de longueur 1 014 m - pour la positon Pl la plus éloignée: le rayon de courbure minimal du SCR3 est de 506 m avec un angle en tête cx1 de 19 pour une tension de 157 tonnes et un angle P1 en bas de 15 pour une tension horizontale de 51 tonnes; la longueur développée du riser 3 est de 1 322 m pour une immersion du flotteur 5 de 1 019 m; l'angle en-tête y 1 du riser tendu 9 est de 15 et la distance horizontale du FPSO 1 à l'embase 8 du riser est de 1 027 m. - pour la position P2 la plus rapprochée: le rayon de courbure minimal du SCR3 est de 300 m avec un angle en tête cx2 de 13 pour une tension de 133 tonnes et un angle en base 132 de - 10 et une tension horizontale de 30 tonnes; la longueur développée du SCR 3 est bien entendu la même que dans la position ci-dessus, à savoir 1 322 m et l'immersion du flotteur 5 est de 1 000 m; l'angle en-tête y2 du riser tendu 9 est de 9,6 et la distance horizontale du FPSO 1 à l'embase 8 est de 868 m, la distance à la position P0 moyenne étant L = 947 m. La figure 7 représente sur la base des hypothèses détaillées dans la figure 6 les variations de tension horizontale et de la distance L de l'embase 8 au FPSO 1 en fonction de la profondeur du flotteur 5. On observe ainsi que pour une augmentation de la profondeur du flotteur 5, la tension horizontale décroît et présente un minimum pour - 1 400 m. De plus, pour une profondeur comprise entre - 1 000 et - 1 800 m, la tension est comprise entre 52 et 53 tonnes, donc sensiblement constante. De même, la distance L au FPSO 1 représente une valeur maximum pour - 1 400 m et reste sensiblement constante autour de - 950 / - 960 m pour une profondeur comprise entre - 1 000 et - 1 800 M. Ainsi, si on installe deux tours sensiblement à la même distance du FPSO avec des flotteurs situés à des profondeurs très différentes, leurs performances seront similaires, mais les SCR étant radicalement différents ne risqueront pas d'interférer entre eux. La figure 8 représente sur la base des hypothèses détaillées de la figure 6 les variations de l'excursion du FPSO et de la tension horizontale en fonction de la profondeur du flotteur 5 et pour une distance du FPSO 1 et embase 8 de 950 m (position P0). Le calcul a été réalisé sur la base d'une excursion de 8 % correspondant à une profondeur du flotteur de 1 000 m. Dans les phases de conception de champs pétroliers, il est d'usage de considérer une excursion maximale correspondant justement à 8 % de la hauteur d'eau, ce qui correspond à 160 m pour une profondeur d'eau de 2 000 m. On observe ainsi que pour une réduction de la profondeur du flotteur 5, l'excursion maximale et la tension horizontale ont tendance à augmenter alors que pour une augmentation de cette profondeur, l'excursion reste stable autour de 8 % et la tension reste stable autour de tonnes. Il apparaît ainsi que pour des profondeurs supérieures a 1 000 m, l'excursion maximale et la tension restent stables en statique. Cet ensemble constitue donc un invariant du système, lequel invariant aura un effet stabilisateur pour ce système soumis à des effets dynamiques. Ainsi, selon l'invention, la localisation du flotteur 5 à une profondeur supérieure à la demi hauteur d'eau présente un grand avantage pour la stabilité du système et donc pour sa tenue en fatigue pendant toute la durée de vie du champ. Il apparaît ainsi que pour le développement de champs nécessitant une multitude de tours, en localisant les flotteurs dans la demi tranche d'eau inférieure, on disposera d'une grande latitude de choix quant à la position des flotteurs, conduisant à de faibles variations des efforts horizontaux et de la distance tour-FPSO. En procédant ainsi on peut positionner dans l'espace une multiplicité d'ensembles tour-SCRs en évitant les interférences des flotteurs entre eux et des SCRs entre eux, ce qui augmente la sécurité et la performance des installations durant la durée de vie du champ. Dans toutes les descriptions des dispositifs selon l'invention, parties mâles et parties femelles des connecteurs automatiques ont été décrites dans une position donnée, mais elles peuvent, sans changer le caractère de l'invention, être interverties. De la même manière, la position du connecteur automatique et du joint flexible adjacent peuvent être inversées sans changer le caractère de l'invention. D'une manière générale, une tour augmente la capacité d'excursion du FPSO autour de sa position moyenne, alors qu'un SCR de grandes dimensions améliore l'amortissement du système. En effet, la courbe mathématique que représente la chaînette constituée par une conduite de masse linéaire et d'inertie constante présente, en partant du FPSO vers le flotteur, une variation constante de sa courbure, laquelle a une valeur minimale (rayon de courbure maximal) au niveau du FPSO, puis croît vers une valeur maximale (rayon de courbure minimal) au niveau du flotteur. Le FPSO, soumis aux conditions d'environnement transmettra ses mouvements à l'ensemble constitué du ou des SCRs et de la tour. L'excitation du SCR conduira à des mouvement d'ensemble dudit SCR engendrant des variations localisées de rayon de courbure lesquelles engendreront des mouvements transversaux qui auront pour effet d'absorber une partie de l'énergie. Ainsi, des SCR de grande amplitude absorberont un maximum d'énergie sur toute leur longueur et le transfert d'énergie d'excitation au flotteur sera réduite au minimum. Le SCR joue ainsi, vis à vis de la tour, le rôle de filtre pour les mouvements d'excitation engendrés par le FPSO. La tour, favorable pour améliorer la capacité d'excursion pour de faibles variations angulaires, est un médiocre amortisseur et de plus elle est sujette à des vibrations engendrées par des phénomènes tourbillonnaires (vortex), c'est pourquoi le dispositif selon l'invention consiste à installer la tour et son flotteur à grande profondeur, dans une zone o les courants sont stables et les effets de vortex sont faibles. Ainsi, sur un champ pétrolier installé par exemple par 1 500m de hauteur d'eau, dans le cas d'une tour de faible hauteur, par exemple située à lOO1m au dessus du fond, le SCR, d'une hauteur d'environ 1 400m, se comporte vis à vis du FPSO comme un SCR conventionnel, sans toutefois présenter les inconvénients existant dans l'art antérieur et liés à la formation d'une souille au niveau du point de contact et des risques d'endommagement du SCR dans cette zone. La présence de joints articulés au niveau du FPSO et au niveau du flotteur de la tour facilite les excitations de la chaînette, lesquelles conduiront à des absorption d'énergie, donc à un amortissement global, tout en minimisant la transmission d'efforts au niveau des extrémités, tant au FPSO qu'au flotteur de la tour, par la suppression des encastrements. Une tour de grande hauteur sera préférée dans le cas o l'on recherche un système d'isolation performant tel que le pipe-in-pipe. Le concept pipe-in-pipe est constitué de deux conduites concentriques entre lesquelles un système d'isolation est installé. Ce système d'isolation peut être de la mousse de polyuréthanne, de la mousse syntactique ou encore un gaz à une pression absolue pouvant varier de la pression régnant au fond, par exemple, jusqu'au vide absolu, ce dernier présentant le meilleur niveau de performances en termes d'isolation. Nous rappelons à ce sujet que la mousse syntactique est constituée de microsphères, en général de verre enrobé dans une matrice de matières réticulables de type époxy ou polyuréthanne. Un tel système pipe-in-pipe est coûteux et présente une certaine complexité de mise en oeuvre car il est en général constitué d'éléments de 12 ou 24m de longueur assemblés par soudage ou par vissage. S'il est particulièrement bien adapté aux risers de la tour, son utilisation pour les SCR est plus délicate et l'on préfère mettre en oeuvre des systèmes d'isolation plus résistants mais moins performants et moins coûteux, tels les coquilles de mousse syntactique pour moyennes profondeurs. Ainsi, avec une tour de grande hauteur on met en oeuvre, au sein de la tour seulement, une technologie de pipe-in-pipe chère mais performante et présentant un maximum de garanties de durée de vie, car la tour se trouve dans la partie la plus calme de la tranche d'eau. On utilise dans la partie haute des SCR associés à des systèmes d'isolation moins performants sur le plan thermique, mais plus aptes à résister durant la durée de vie des installations aux conditions d'environnement, et ce à des coûts considérablement moindres. Ainsi le fluide arrivant en pied de tour a une température, par exemple 55 C, il perdra durant son trajet dans la tour quelques degrés, par exemple 4-5 C, essentiellement dus à la dépressurisation de l'effluent sur un trajet représentant par exemple 45% de la hauteur d'eau et, sur le parcours du SCR représentant le complément, soit 55% de la hauteur d'eau, il perdra encore quelques degrés, par exemple 7-9 C dus en partie à une isolation moins performante 24 - et en partie à la dépressurisation de l'effluent. Dans l'exemple cité, le fluide aura ainsi perdu au total de 11 à 14 C en utilisant deux systèmes d'isolation présentant des niveaux de performance très différents, car l'objectif recherché est une optimisation de l'ensemble isolation globale basée sur des critères de durée de vie et de coût. Une tour de grande hauteur sera aussi préférée dans le cas o des bouchons de gaz ont tendance à se former dans la colonne montante. En effet, de tels bouchons sont suivis d'un front liquide pouvant se déplacer à des vitesses très élevées et provoquant de manière hératique des phénomènes internes de type coups de bélier. Ces phénomènes se répercutent sur le SCR et remontent jusqu'au FPSO en créant des fronts de pression interne au sein du fluide. De tels coups de bélier au sein des risers verticaux peuvent engendrer des efforts de plusieurs tonnes au niveau des extrémités. Ces efforts se produiront alors au niveau du flotteur dont la masse globale peut atteindre 100 à 200 tonnes, ce qui rend insignifiantes les conséquences de tels phénomènes sur le système de risers. On considère ainsi que les effets de tels coups de bélier sont du deuxième ordre lorsqu'ils se produisent sur la tour verticale alors qu'ils sont du premier ordre lorsqu'ils se produisent au sein d'un SCR de même hauteur. Ainsi, d'une manière générale, dans des configurations de production d'effluent et surtout celles nécessitant une isolation, on privilégiera des tours hautes. Dans le cas d'injection d'eau, laquelle s'effectue avec une grande stabilité de la veine fluide et par conséquent n'engendre pas de phénomènes de coups de bélier, on installera de préférence une tour basse pour se rapprocher de la configuration d'un simple SCR reposant sur le fond de la mer, sans toutefois rencontrer les inconvénients de l'art antérieur décrits précédemment. Dans ce même cas, on remplacera avantageusement le tendon central par une conduite à travers laquelle circulera l'eau d'injection. En effet, les risers d'injection d'eau sont en général en nombre très limités et sont reliés au niveau du fond de la mer à des embranchements multiples à partir desquels des conduites sous-marines rejoignent les puits d'injection d'eau. Cette conduite-tendon assurera une double fonction, option qui bien que possible dans le cas de la production d'effluents pétroliers n'est5 pas souhaitable car les opérations de maintenance nécessitent alors un démontage de l'ensemble flotteur-conduite-tendon. Les développements de champs pétroliers sont souvent réalisés en séquence sur plusieurs années, au fur et à mesure de la réalisation des puits et de l'installation des têtes de puits. Le dispositif selon l'invention permet avantageusement d'installer autour du FPSO une multiplicité de tours indépendantes les unes des autres et situées à des profondeurs différentes, ce qui présente l'avantage de localiser le pied de chacune d'entre elles à des distances horizontales du FPSO d'autant plus grandes que le flotteur est situé plus profond. Cette disposition permet de faire15 converger vers chacun des pieds de tour un grand nombre de conduites sous-marines, sans interférer avec les pieds de tour voisins ni leurs conduites sous-marines associees. REVENDICATIONS 1. Dispositif de liaison fond-surface pour conduite sous-marine installée à grande profondeur comportant d'une part une tour verticale constituée d'au moins un flotteur (5, 14) associé à un système d'ancrage (6, 8, 16) et portant au moins un riser vertical (9, 15) apte à descendre jusqu'au fond de la mer (18) et d'autre part au moins une conduite de liaison (4, 3) depuis ledit flotteur (5, 14) vers tout support de surface (1) caractérisé en ce que ladite conduite de liaison est un riser dont la paroi est un tube résistant rigide. 2. Dispositif de liaison suivant la revendication 1 caractérisé en ce que le système d'ancrage comporte au moins un tendon (6) vertical, une embase inférieure (8) auquel est fixé l'extrémité inférieure du tendon, et au moins un guide (41) à travers lequel passe l'extrémité inférieure (25) du riser (9) vertical. 3. Dispositif de liaison suivant la revendication 2 caractérisé en ce que l'extrémité inférieure (25) du riser (9) vertical est apte à être connectée à l'extrémité (44) d'une manchette coudée mobile, entre une position haute et une position basse, par rapport à ladite embase (8), à laquelle cette manchette est suspendue et associée à un moyen de rappel la ramenant en position haute en l'absence de riser (9). 4. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 2 ou 3 caractérisée en ce que ledit tendon (6) comporte des moyens de guidage (7) répartis sur toute sa longueur et à travers lesquels passent au moins ledit riser (9) vertical. 5. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 4 caractérisé en ce que l'extrémité supérieure (30) dudit riser vertical (9, ) est suspendue à travers au moins un guide (22) solidaire dudit flotteur (5, 14) et connectée par le dessus de celui-ci à l'extrémité coudée (32) de ladite conduite de liaison (4, 3). 6. Procédé de liaison fond-surface par conduite sous-marine installée à grande profondeur utilisant d'une part une tour verticale constituée d'au moins un flotteur (5, 14) associé a un système d'ancrage (6, 8, 16) et portant au moins un riser vertical (9, 15) apte à descendre jusqu'au fond de la mer (18) et d'autre part au moins une conduite de liaison (4, 3) depuis ledit flotteur (5, 14) vers tout support de surface (1) caractérisé en ce que on installe ledit flotteur (5, 14) à une profondeur d'immersion située en dessous de la dernière thermocline (29). 7. Procédé de liaison suivant la revendication 6 caractérisé en ce que l'on relie ledit flotteur (5, 14) au support de surface (1) par au moins un riser résistant rigide constituant lesdites conduites de liaison (4, 3). 8. Procédé de liaison suivant l'une quelconque des revendications 6 ou 7 caractérisé en ce que: - on met en place sur le fond de la mer (12) une embase (8) que l'on solidarise audit fond (12), et à laquelle on fixe l'extrémité inférieure d'un tendon (6) qui est solidaire, à son autre extrémité supérieure, dudit flotteur (5), l'ensemble constituant ledit système d'ancrage de la tour verticale; - on descend progressivement ledit riser vertical (9) depuis la surface (19) et à travers un ensemble de guidage (22) dudit flotteur (5) jusqu'à ce que son extrémité supérieure (22) vienne en appui sur ledit flotteur (5), son extrémité inférieure (25) venant se connecter à l'extrémité supérieure d'une manchette (11) pré-installée sur ladite embase (8). 9. Procédé de liaison selon l'une quelconque des revendications 6 à 8 caractérisé en ce qu'on installe ledit flotteur (5, 14) à une profondeur d'immersion supérieure à la demi-profondeur d'eau à laquelle est ancrée la tour. 10. Procédé de liaison suivant les revendications 8 et 9 caractérisé en ce qu'on assemble préalablement l'ensemble du riser (9) vertical et on le transporte en position verticale jusqu'à la verticale du guide (22) correspondant du flotteur (5).