Brevet FR2809136A1 — publié le 20011123

INSTALLATION DE LIAISON FOND-SURFACE POUR CONDUITE SOUS--MARINE, DISPOSITIF DE LIAISON ENTRE UN FLOTTEUR ET UN RISER ET PROCEDE D'INTERVENTION DANS LEDIT RISER La présente invention concerne une installation de liaison fond-surface pour conduite sous-marine installée à grande profondeur, ainsi qu'un dispositif liaison entre un flotteur et l'extrémité supérieure d'un riser vertical d'un tendon d'ancrage supportant au moins un riser vertical. La présente invention concerne également un procédé d'intervention à l'intérieur d'un dit riser. 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 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 de l'invention étant dans le domaine de la production pétrolière. La présente invention concerne plus particulièrement le domaine connu liaisons de type comportant une tour verticale ancrée sur le fond comprenant moins une conduite verticale de liaison fond-surface, appelée "riser", ladite tour verticale comprenant également un flotteur situé à son sommet audit riser, celui-ci étant aussi relié à une conduite flexible, prenant de par son propre poids forme d'une chaînette, jusqu'à un support flottant en surface. Plus particulièrement encore, le flotteur peut être associé à un système d'ancrage reliant le flotteur au fond de la mer et portant un dit riser vertical. Le système d'ancrage peut alors comporter au moins un tendon vertical avec une embase inférieure à laquelle est fixée l'extrémité inférieure du tendon. Ledit tendon peut comporter également des moyens de guidage répartis sur sa hauteur et à travers lesquels passe au moins ledit riser vertical. Ledit tendon peut être constitué soit d'un câble, soit d'une barre métallique, soit encore d'une conduite. 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 déposées 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. II comporte aussi en général des moyens de stockage et de traitement du pétrole ainsi que 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 déchargement") dont on utilisera le terme abrégé "FPSO" dans l'ensemble de description suivante. Ces FPSO sont soit ancrés par une série de lignes d'ancres partant chacun des angles du support flottant, auquel cas le FPSO garde un cap sensiblement constant quelles que soient les conditions d'environnement, soit relies à un touret solidaire de la structure du FPSO, ledit touret étant ancré 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 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 genéral sur le bord du navire et dans le cas d'un FPSO sur touret, sur le touret lui-même. Les conduites flexibles sont des structures complexes réalisées à partir gaines métalliques spiralées multiples et de matériaux composites et de ce fait sont fort coûteuses. On cherche alors en général à limiter leur longueur, en installant le flotteur au plus près de la surface. Cependant, la zone proche de surface est soumise aux effets de la houle ainsi qu'à des courants qui peuvent atteindre et dépasser 4 ou 5 noeuds. On installe ainsi, en général, le flotteur a une profondeur 75 à 150m pour limiter les efforts sur le flotteur proprement dit ainsi que sur la portion verticale de conduite ou "riser". 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 verticales, d'autre part la partie haute constituée de conduites flexibles en chaînette reliant le sommet de la tour avec le FPSO. On connaît le brevet français FR 2 507 672 publié le Décembre 1982 et intitule "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 coude au niveau du fond 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 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 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 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 niveau de marée moyen, la position du FPSO correspond à une position PO 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 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 avec 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 les deformations des chaînettes. Pour amortir les mouvements du FPSO, on cherche à augmenter la courbure la conduite flexible le reliant au sommet de la tour. Des réalisations de "tours brides" sont décrites dans FR 2507672, US 4391332, IÏP 802 302, et également dans la demande non publiée PCT/FR00/00389, on met en ceuvre des conduites flexibles plongeantes, c'est-à-dire descendant largement en-dessous du flotteur pour y remonter ensuite. Ceci est possible car une conduite flexible est capable résister à la fatigue même lorsque sa courbure présente un rayon de courbure seulement quelques mètres. Tous les éléments de ces tours hybrides ou de ces risers caténaires doivent etre 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. Les jonctions entre les différentes composantes de l'ensemble flotteur, conduite flexible et riser vertical étant situées non loin de la surface, est soumise aux effets combinés de la houle et du courant. De plus, le support de surface étant soumis non seulement à la houle et au courant, mais aussi au effets vent, les mouvements d'ensemble créent au niveau du point singulier que constitue la jonction entre riser et conduite flexible, des efforts considérables dans divers constituants mécaniques. En effet, le flotteur exerce une traction verticale vers le haut pouvant varier de quelques dizaines de tonnes à plusieurs centaines de tonnes voire même au delà de 1000 tonnes, selon la profondeur d'eau peut atteindre 1500m, voire 3000m, et selon le diamètre interne de la conduite qui peut varier de 6" à 14", voire 16". Ainsi les efforts à transmettre sont considérables et les mouvements d'ensemble sont cadencés, entre autres, au rythme de la houle, c'est à dire avec une période variant typiquement, en periode agitée, entre 8 et 20 secondes. Les cycles de fatigue cumulés sur la durée de vie du champ atteignent ainsi des valeurs dépassant plusieurs dizaines de millions de cycles. Dans l'art antérieur, le flotteur est relié au riser vertical au moyen de systèmes articulés, dont le plus simple d'entre eux est constitué de simples maillons chaînes, les mouvements de rotation étant alors absorbés par simple frottement d'un maillon sur le suivant. Cette disposition présente l'inconvénient majeur créer une usure localisée, usure proportionnelle variations angulaires et aux efforts transmis. Dans autre mode de réalisation de l'art antérieur, le flotteur est intégré au riser vertical, celui-ci le traversant en général de part en part de manière coaxiale, et situé soit au dessus soit en dessous du col de cygne directement encastré sur la conduite. Les variations d'inertie entre ladite conduite verticale et le flotteur au niveau de la jonction créent des accumulations contraintes considérables qui nécessitent soit des pièces de renforts extrêmement coûteux, car très volumineuses et devant comprendre dans certains cas des pieces réalisées en titane, soit des pièces d'articulation de type rotule flexible permettant de réaliser un découplage partiel ou total des inerties et de minimiser lesdites accumulations de contraintes. Cependant, ces pièces d'articulation connaissent aussi des phénomènes d'usure mecanique importants. Un problème posé par la présente invention est donc de fournir un dispositif liaison entre le flotteur et le riser ou le tendon d'ancrage supportant ledit riser - ne connaisse pas les problèmes d'usure rencontrés par les dispositifs de liaison des realisations antérieures, - soit simple et peu coûteux à réaliser, - soit capable de résister aux efforts et aux phénomènes de fatigue engendrés par la houle et le courant agissant principalement sur le flotteur ainsi que sur les divers composants de ladite tour hybride. Plus particulièrement, le problème posé par la présente invention est de fournir un dispositif de liaison entre le flotteur et le riser ou dit tendon d'ancrage, capable d'absorber les rotations selon les trois degrés de liberté de rotation du flotteur vis à vis de l'ensemble des autres éléments de la tour hybride, tout en minimisant les contraintes engendrées aux extrémités et en supprimant les phénomènes d'usure rencontrés dans l'art antérieur, notamment sans utiliser de dispositif d'articulation aux dites extrémités. Un autre problème selon la présente invention de permettre une intervention aisée à l'intérieur dudit riser depuis la surface, notamment de permettre l'inspection ou le nettoyage dudit riser vertical, introduction d'un tube rigide depuis l'extrémité supérieure du flotteur, passant à travers ledit dispositif de liaison entre flotteur et riser vertical. En effet, ces liaisons fond-surface véhiculent un fluide polyphasique, c'est à dire un fluide composé de pétrole brut, d'eau et de gaz. lors de la remontée du fluide, la pression locale diminue et les bulles de gaz augmentent alors de volume, créant phénomènes d'instabilité de la veine fluide pouvant conduire à des accoups importants. Lors d'arrêts de production, le gaz se retrouve dans la partie haute et mélange huile-eau se trouve piégé dans les points bas, c'est à dire dans la partie basse de la zone du flexible en chaînette, ainsi que dans la partie basse de section sensiblement verticale du riser. Le mélange polyphasique, constitué de pétrole brut, d'eau et de gaz, a tendance, lorsque température descend en dessous d'un valeur située entre 30 et 40 C, à créer deux types de bouchons qui risquent de bloquer la production. Un premier type bouchon est dû à la formation d'hydrates à partir de la phase gazeuse en présence d'eau, un autre type est dû au figeage de la paraffine contenue en proportion variable dans le pétrole brut de certains champs pétroliers, particulièrement en Afrique de l'Ouest. Pour éviter ces phénomènes, on isole les conduites de manière à limiter les échanges de chaleur, surtout dans la tranche d'eau inférieure où la température de l'eau avoisine les 4 C. Il est possible d'améliorer le niveau d'isolation des flexibles, mais le coût est très élevé surtout si le flexible est installé à grande profondeur, car il doit, de plus, résister à la pression de fond qui représente environ 100 bars pour chaque tranche de 1000m d'eau. Ceci explique l'intérêt des tours hybrides dans lesquelles le flexible est de longueur limitée, la colonne verticale étant constituée des conduites rigide pouvant être réalisée avec des systèmes d'isolation à très hautes performances et d'un coût beaucoup moins élevé. On connaît la méthode d'intervention à l'intérieur des canalisations, dite "coiled-tubing", consistant à pousser un tube rigide de petit diamètre, en général 20 à 50mm, à travers la conduite. Ledit tube rigide est stocké enroulé par simple cintrage sur un tambour, puis détordu lorsqu'on le débobine. Ledit tube peut mesurer plusieurs milliers de mètres cri une seule longueur. L'extrémité du tube située fût du tambour de stockage est reliée par l'intermédiaire d'un joint tournant à un dispositif de pompage capable d'injecter un liquide à haute pression et à haute température . Ainsi, en poussant le tube fin à travers la conduite en maintenant le pompage et la contre-pression, cette conduite nettoyée grâce à l'injection d'un produit chaud capable de dissoudre les bouchons Cette méthode d'intervention est couramment utilisée lors des interventions puits verticaux ou sur des conduites obstruées par des formations de paraffine ou d'hydrates, phénomènes courants et redoutés dans toutes les installations de production de pétrole brut. Le procédé de "coiled-tubing" est dénommé ci-après par "nettoyage par tubage continu" ou NTC. Une solution aux problèmes posés est une installation de liaison fond- surface pour conduite sous-marine reposant au fond de la mer à grande profondeur, comprenant a) tour verticale comprenant au moins un flotteur reliée à au moins un riser vertical ou à un tendon d'ancrage supportant au moins un dit riser ledit riser étant relié à ladite conduite sous-marine reposant sur le fond de mer, et b) au moins une conduite flexible reliée à un support de surface et audit riser , L'installation selon l'invention comprend un dispositif de liaison entre ledit flotteur et l'extrémité supérieure dudit riser vertical ou l'extrémité supérieure d'un dit tendon d'ancrage supportant au moins un dit riser, ledit dispositif liaison comprenant un élément longitudinal souple ou semi-rigide, et des éléments de variation progressive d'inertie de section entre les extrémités dudit élément longitudinal et des éléments d'encastrement autorisant l'encastrement dudit dispositif de liaison au niveau respectivement dudit flotteur et de l'extrémité supérieure dudit riser ou dudit tendon supportant au moins un dit riser. entend par "riser vertical" une conduite rigide verticale sensiblement verticale lorsqu'elle est au repos ou à l'équilibre. entend par "élément longitudinal" un élément continu qui présente dimension principale selon un axe ZZ' correspondant sensiblement à l'axe longitudinal dudit flotteur et dudit riser, soit un axe vertical ou sensiblement vertical, lorsqu'il est au repos ou à l'équilibre, c'est-à-dire l'absence d'agitation de contraintes. Par élément longitudinal "souple ou semi-rigide", entend un élément souple ou de faible rigidité qui peut se déformer par flexion sans créer d'accroissement de contraintes inacceptable, susceptible de créer une usure dans temps. De manière connue un encastrement consiste en un assemblage rigide qui autorise aucune rotation ni aucune translation dans le plan d'assemblage et dans un axe perpendiculaire audit plan d'assemblage, qui peut être réalisé notamment par soudage, vissage ou plus simplement à l'aide de brides assemblées des boulons et écrous. On entend par "variation progressive d'inertie de section" une variation regulière le long dudit axe ZZ' correspondant à la direction longitudinale dudit elément longitudinal, variation de l'inertie dans le plan perpendiculaire audit axe, cette variation assurant une transition progressive entre d'une part, l'inertie importante au niveau du plan d'assemblage par encastrement due à la rigidité de l'encastrement, et d'autre part l'inertie réduite au niveau dudit élément longitudinal souple. Le concept selon la présente invention consiste donc essentiellement à substituer à des phénomènes d'usure mécanique dudit dispositif de liaison, des phénomènes de fatigue dus à des efforts de tensionnement ou de flexion créés le flotteur, lesdits phénomènes de fatigue étant acceptables par ledit dispositif de liaison de par sa souplesse ; et lesdits efforts de tensionnement etant en partie transmis au système d'ancrage, notamment audit riser vertical, le cas échéant. Ledit dispositif de liaison étant sensiblement coaxial au flotteur et audit riser, les efforts de tensionnement créés par le flotteur sont transmis par simple traction au riser vertical, donc au système d'ancrage situé en pied de la tour, sans créer de flexion significative dans la tour hybride. Dans un mode de réalisation particulier, ledit dispositif de liaison assure la liaison entre ledit flotteur et un dit riser et il est relié audit riser par l'intermédiaire d'un dispositif en forme de col de cygne, lequel dispositif en forme de col de cygne assure aussi la liaison entre ledit riser et ladite conduite flexible. 1. dispositif en forme de col de cygne comprend une partie droite assure la jonction entre ledit riser vertical et ledit dispositif de liaison souple selon l'invention, lui-même relié audit flotteur. Sur cette dite partie droite dispositif en forme de col de cygne, une dérivation courbe en forme de coude permet jonction entre l'extrémité dudit riser vertical et l'extrémité de ladite conduite flexible elle-même reliée audit support flottant. Les extrémités de ladite courbe etant sensiblement tangente avec la courbe de la chaînette constituée ladite conduite flexible, et sensiblement tangente avec ladite partie droite du dispositif en forme de col de cygne. Dans un mode de réalisation du dispositif de liaison selon la présente invention, lesdits éléments de variation d'inertie sont des pièces de forme tronconique de diamètre décroissant depuis ledit flotteur ou respectivement ledit riser ou tendon vers ledit élément longitudinal. Selon une première variante de réalisation, ledit élément longitudinal et/ou lesdits élements de variation d'inertie est ou sont constitués d'éléments pleins. Ainsi, la liaison entre le flotteur et le dispositif en forme de col de cygne peut être constituée d'une poutre semi-rigide, dont les extrémités présentent une variation d'inertie, créée par exemple par une augmentation du diamètre à épaisseur constante, ladite poutre étant encastrée à ses extrémités, d'une part au niveau flotteur, d'autre part au niveau du col de cygne. Dans un mode de réalisation avantageux, ledit élément longitudinal et/ou lesdits eléments de variation d'inertie est ou sont constitués par des câbles. Plus particulièrement, ledit élément longitudinal est constitué par un câble et lesdits éléments de variation d'inertie comprennent des pièces tronconiques traversées par les extrémités dudit câble et les entourant de façon coaxiale. Ce type de pièce tronconique creuse avec un percement central traversé par un câble, est connu pour réaliser des dispositifs dénommés "raidisseur conique". Ces raidisseurs coniques peuvent être réalisés en matériaux métallique, thermoplastique, minéral ou composite. De telles pièces sont commercialisées notamment par la Société CRP Marine Ltd (LTK). Dans un autre mode de réalisation plus particulier, ledit élément longitudinal est constitué par un câble et lesdits éléments de variation d'inertie sont constitués par une augmentation progressive de la section dudit câble par rajout de brins supplémentaires aux extrémités dudit câble. e dispositif de liaison peut donc être réalisé avec un simple cable équipé à ses extrémités de raidisseurs coniques constitués, soit de matériaux métalliques, thermoplastiques ou composites, soit d'une augmentation progressive de la section du câble par rajout étagé de brins supplémentaires, soit encore de la combinaison des deux. Les extrémités finales de ladite liaison sont constituées par exemple d'éléments d'encastrement comprenant des brides con'#.entionnelles assemblées par boulonnage sur le flotteur ou sur l'extrémité du dispositif en forme de col de cygne, ce qui procure un excellent encastrement est une parfaite transmission des efforts. Selon une seconde variante de réalisation, ledit élément longitudinal et/ou lesdits éléments de variation d'inertie est ou sont constitués d'éléments creux. On entend par "élément creux" un élément comportant une perforation le traversant de part en part dans ladite direction longitudinale correspondant sensiblement à celle du flotteur dudit élément longitudinal, soit ' la verticale lorsque l'installation est au repos ou à l'équilibre. Plus particulièrement, lesdits éléments creux comprennent conduite flexible. Dans un autre mode de réalisation, lesdits éléments creux comprennent une conduite rigide de longueur suffisamment grande pour autoriser une déformation par flexion dudit élément longitudinal. En effet, selon le choix retenu pour réaliser ledit élément longitudinal, la longueur dudit élément longitudinal pourra varier de manière importante. Ainsi, pour câble acier ou un flexible, une longueur de 5 ou 10m pourra être suffisante, alors que pour un élément longitudinal réalisé à partir d'une conduite rigide, longueur de 30 à 50m, voire plus, sera nécessaire pour donner à la liaison une souplesse suffisante pour limiter les contraintes dans une plage acceptable vis à vis de la fatigue cumulée sur la durée de vie de la tour hybride. La longueur nécessaire de la conduite rigide dépendra donc des conditions de mer rencontrées dans la région d'installation du dispositif. Dans un mode de réalisation avantageux, ledit dispositif de liaison est constitué d'une conduite flexible ou rigide équipée à ses extrémités de pièces tronconiques entourant de façon coaxiale ladite conduite flexible ou rigide. Ces pièces tronconiques comprenant un percement axial adaptable sur des conduites et traversé par une extrémité de conduite, sont connues sous le nom de " raidisseurs" ou "limiteur de moments" ; de telles pièces étant commercialisées notamment par la Société CRP Marine Ltd (LTK). Dans un autre mode de réalisation, le dispositif de liaison comprend une conduite rigide dont les extrémités présentent une dite variation d'inertie créee par augmentation progressive de l'épaisseur de la paroi de la conduite. Selon une variante préférée de l'invention qui permet de résoudre problèmes d'acces à l'intérieur dudit riser vertical depuis la surface, notamment par-dessus le flotteur, ledit dispositif de liaison assure la liaison entre ledit flotteur et un riser, de préférence par l'intermédiaire d'un dispositif en forme de col de cy et lesdits éléments creux dudit dispositif de liaison, préférence ladite conduite flexible ou rigide encastrée en sous-face dudit flotteur est prolongé(c) a travers ledit flotteur par une conduite tubulaire rigide traversant le flotteur de part en part. Dans cette version préférée de l'invention, pour réaliser la liaison, on peut u ti il iser une conduite flexible équipée à ses extrémités de raidisseurs 1 , l'extrémité inférieure du flexible étant alors mise en communication avec l'intérieur du riser vertical, ledit flexible étant, par exemple, encastré en sous-face du flotteur, mais étant alors prolongé à travers ce dernier par une conduite tubulaire rigide pour déboucher à sa partie supérieure au-dessus du flotteur sur une bride pleine assemblée de manière étanche. Une vanne à boisseau sphérique peut remplacer avantageusement la bride pleine, ou encore vient en complément de celle-ci, de manière à pouvoir intervenir ultérieurement sur la conduite verticale en cas d'obstruction par un bouchon de paraffine ou d'hydrate, ou encore pour une opération d'inspection de l'usure de la paroi interne dudit riser. Avantageusement, le diamètre desdits éléments creux, de préférence de ladite conduite flexible ou rigide encastrée en sous-face dudit flotteur et sur la partie supérieure dudit riser vertical, de préférence encore par l'intermédiaire d'un dispositif en forme de col de cygne, est inférieur à celui dudit riser. En effet, dans le cas de liaisons tubulaires creuses, si l'on se limite aux opérations de NTC et d'inspection interne du riser vertical, le diamètre interne de la liaison flotteur-col de cygne peut être différente de celle de ladite conduite verticale. Un passage de 2 à 3" sera suffisant pour de telles opérations, alors que la conduite verticale sera en général supérieure à 6", pouvant atteindre 14", voire 16", ou dépasser cette valeur. En procédant avec des diamètres restreints, on réduit ainsi considérablement le coût des composants et de plus on peut plus simplement remplacer un flexible par une simple conduite acier épais, ce qui permet de réduire encore le coût du dispositif selon l'invention. Au cas où l'on souhaite passer des outils de raclage pour nettoyer les parois des conduites, la liaison flotteur-col de cygne doit avoir même diamètre que ladite conduite verticale. La présente invention a également pour objet un procédé d'intervention à l'intérieur d'un riser vertical assurant la liaison entre une conduite sous-marine et la surface, de préférence un support flottant à la surface de la mer, caractérisé en ce que l'on met en oeuvre une installation dans laquelle ledit dispositif de liaison assure la liaison entre ledit flotteur et un dit riser de préférence par l'intermédiaire d'un dispositif en forme de col de cygne, et lesdits éléments creux dudit dispositif de liaison, de préférence ladite conduite flexible ou rigide encastrée en sous-face dudit flotteur, est prolongée à travers ledit flotteur par une conduite tubulaire rigide traversant le flotteur de part en part, et on intervient dans ledit riser vertical à partir de la partie supérieure du flotteur à travers ladite conduite tubulaire rigide. Plus particulièrement, le procédé selon l'invention comprend l'étape dans laquelle on pousse un tube rigide à travers successivement - ladite conduite tubulaire rigide traversant ledit flotteur, - ledit dispositif de liaison constitué desdits éléments creux, et - le cas échéant, ledit dispositif en forme de col de cygne, de façon à accéder audit riser vertical et le nettoyer par injection de liquide et/ou par raclage de la paroi interne dudit riser. 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 représente la partie supérieure d'une liaison fond-surface reliant une conduite sous-marine reposant sur le fond de la mer à un rPSO ancré en surface, - les figures 2 et 3 sont des vues de côté de la partie supérieure d'une tour hybride au niveau d'un dispositif de liaison entre un dispositif en forme de col de cygne et un flotteur, avec, représenté sur la figure 2, une obturation par bride pleine, et sur la figure 3 une unité de NTC ou "coiled-tubing". Dans la figure 1, un support flottant 1 ancré, supporte niveau de son bordé une conduite flexible 2 configurée en chaînette plongeante et raccordée à dispositif en forme de col de cygne 3, ledit col de cygne étant lui-même raccordé à un riser sensiblement vertical 4 de la tour hybride ancrée au fond de la par des moyens non représentés et reliée à une conduite sous-marine, non représentée reposant sur le sol. Sur les figures 1 et 2, l'extrémité supérieure tubulaire 5 col de cygne 3, située en continuité du riser 4 est reliée par encastrement au dispositif de liaison 6. Ladite liaison est constituée d'un élément longitudinal 7 et d'extrémités 8a-8b présentant des variations d'inertie jouant le rôle de transition entre lesdits encastrement (81, 82) et l'élément longitudinal, évitant ainsi les concentrations localisées de contraintes lors des mouvements relatifs des divers éléments entre eux. Le dispositif de liaison 6 est avantageusement tubulaire, par exemple constituée par un flexible et se prolonge à travers le flotteur 9 par une conduite tubulaire, de préférence de même diamètre, et équipée en tête d'une vanne à boisseau sphérique 10 surmontée d'une bride pleine 11 équipée d'une oreille de levage 12 pour faciliter les opérations de manutention lors de l'installation de la tour hybride. Un navire d'intervention 15 est positionné à la verticale du flotteur 9 pour préparer une opération de NTC ou "coiled-tubing" à partir d'un équipement 16 installé à l'arrière dudit navire. La figure 2 détaille la zone du col de cygne 3 décrite dans la figure 1, la vanne à boisseau sphérique 10 étant représentée en position fermée. Dans la figure 3, la bride pleine 11-12 a été retirée alors la vanne était en position fermée. L'outil d'insertion 20 du tube 24 est installé de manière étanche à la place de ladite bride pleine. La vanne 10 est alors mise en position ouverte pour laisser le passage au tube 24. Ledit outil d'insertion est constitué d'une embase 20, d'un dispositif d'étanchéité 21 du tube et moyen de faire pénétrer dans la conduite le tube 24, ledit moyen étant représenté par une paire tracteurs à chenilles 23a-23-b solidaire d'un support 22, lui-même solidaire du corps 20-21 de l'outil d'insertion. Les tracteurs à chenille sont alimentés par un ombilical, non représenté, remontant à bord du navire d'intervention 15 installé à la verticale du flotteur. Ainsi, le tube 24 sera tiré par le tracteur à chenilles puis poussé vers le flotteur et continuera ainsi sa course à travers la portion verticale du riser. Le tambour de stockage installé à bord du navire fournira de manière continue le tube 24 nécessaire, un joint tournant situé à l'axe du tambour de stockage permet d'alimenter sous pression le tube 24 de manière continue, de telle sorte que l'extrémité inférieure dudit tube 24 effectue son action de nettoyage ou de résorption des bouchons au fur et à mesure de la progression. La technologie du NTC, "nettoyage par tubage", ou "coiled-tubing" étant connue de l'homme de l'art dans le domaine de l'exploitation pétrolière, ne sera pas développée dans ses détails ici. Le procédé de "nettoyage par tubage continu" peut être mis en #uvre sur des longueurs considérables lorsqu'elles sont en ligne droite. II peut s'accommoder de courbures sur des angles importants, mais le rayon de courbure doit être élevé, par exemple 5 à 8m, alors que les coudes classiques permettant le passage racleurs ne nécessitent que des rayons de courbure de l'ordre de 5 fois le diamètre de la conduite, soit environ 1.25m pour une conduite de 10". Par contre ou "coiled-tubing" ne peut pas être mis en #uvre si l'on rencontre plusieurs courbures ou contre-courbures sur le trajet. Ainsi dispositif selon l'invention permet de réaliser des opérations de NTC d'une part dans la portion flexible, l'équipement etant alors mis en #uvre à partir support flottant, et d'autre part dans la partie verticale de la tour hybride l'equipement étant alors mis en #uvre à partir navire d'intervention positionné à verticale du flotteur de la tour hybride. Dans cette position, il est ainsi possible d'intervenir sur la totalité de la conduite verticale, ainsi que sur une longueur variable, par exemple 200 à 300m, voire plus, de la conduite sous- marine reposant sur le fond de la mer, à condition que rayons de courbures des éléments conduites de raccordement entre pied de tour et conduites sous- marines respectent les rayons de courbure minimaux et soient conçues pour minimiser le frottement engendré par le passage dudit tube 24. La zone la plus critique d'une tour hybride, en ce qui concerne la formation de bouchons d'hydrates ou de paraffine, se trouve dans la partie basse de la dite tour. En effet, lors d'un arrêt de production, le gaz se rassemble vers le haut de la tour, le pétrole brut et l'eau se rassemblent vers le bas et les bouchons ne manquent pas de se produire dans la partie la plus froide, c'est à dire à très grande profondeur, où la température de l'eau extérieure est de 4 C. De plus, si dans la partie horizontale de conduite sous-marine, des poches de gaz se trouvent piégées, la formation d'hydrates sera fortement accélérée créant elle aussi des bouchons. On utilise en général, pour les conduites sous-marines, des systèmes d'isolations tres performants et d'un coût plus abordable, car ces conduites ne sont pas soumises aux contraintes dynamiques comme le sont les ers éléments de la tour hybride. Ainsi, le dispositif selon l'invention permet d'améliorer le comportement mécanique des divers composants situés dans zone la plus perturbées la houle le vent et le courant, tout en gardant la possibilité d'éliminer des obstructions, ou d'effectuer des contrôles internes, bien au delà de l'emprise de la tour hybride, c'est à dire sur plusieurs dizaines, voire plusieurs centaines de mètres de la conduite sous-marine reposant directement sur le fond de la mer. REVENDICATIONS 1. Installation de liaison fond-surface pour conduite sous-marine reposant au fond de la mer à grande profondeur, comprenant a) une tour verticale comprenant au moins un flotteur (9) reliée à au moins un riser vertical (4) ou à un tendon d'ancrage, supportant au moins un dit riser (4), ledit riser (4) étant relié à ladite conduite sous-marine reposant le fond de la mer, et b) au moins une conduite flexible (2) reliée à un support de surface (1) audit riser (4), caractérisée en ce qu'elle comprend un dispositif de liaison (6) entre ledit flotteur (9) et l'extrémité supérieure dudit riser vertical (4) ou l'extrémité supérieure d'un dit tendon d'ancrage supportant au moins un dit riser (4), ledit dispositif de liaison (6) comprenant un élément longitudinal souple ou semi-rigide (7), et des éléments de variation progressive d'inertie de section (8a, 8b) entre les extrémités dudit élément longitudinal (7) et des éléments d'encastrement (82, 81) autorisant l'encastrement dudit dispositif de liaison (6) au niveau respectivement dudit flotteur (9) et de l'extrémité supérieure dudit riser (4) ou dudit tendon supportant au moins un dit riser (4). 2. Installation selon la revendication 1 caractérisée en ce que ledit dispositif de liaison (6) assure la liaison entre ledit flotteur (9) et un dit riser (4) et il est relie audit riser (4) par l'intermédiaire d'un dispositif en forme de col de cygne (3), lequel dispositif en forme de col de cygne (3) assure aussi la liaison entre ledit riser (4) et ladite conduite flexible (2). 3. Installation selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que lesdits éléments de variation d'inertie (8a, 8b) sont des pièces de forme tronconique de diamètre décroissant depuis ledit flotteur (9) ou respectivement ledit riser ou dit tendon vers ledit élément longitudinal (7). 4. Installation selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que ledit elément longitudinal (7) et/ou lesdits éléments de variation d'inertie (8a, 8b) est ou sont constitués d'éléments pleins. 5. Installation selon la revendication 4, caractérisée en ce que ledit élément longitudinal (7) et/ou lesdits éléments de variation d'inertie (8a, 8b) est ou sont constitués par des câbles. 6. Installation selon la revendication 5, caractérisée en ce que ledit élément longitudinal (7) est constitué par un câble et lesdits éléments de variation d'inertie (8a, 8b) comprennent des pièces tronconiques traversées par extrémités dudit câble et les entourant de façon coaxiale. 7. Installation selon l'une des revendications 4 ou 5, caractérisée en ce ledit élément longitudinal (7) est constitué par un câble lesdits éléments de variation d'inertie (8a, 8b) sont constitués par une augmentation progressive de la section dudit câble par rajout de brins supplémentaires extrémités dudit câble. 8. Installation selon l'une des revendications I à 3, caractérisée en ce que ledit élément longitudinal (7) et/ou lesdits éléments variation d'inertie 8b) est ou sont constitués d'éléments creux. 9. Installation selon la revendication 8, caractérisée en ce que lesdits éléments creux comprennent une conduite flexible. 10. Installation selon la revendication 8, caractérisée en ce que lesdits éléments creux comprennent une conduite rigide de longueur suffisamment grande pour autoriser une déformation par flexion dudit élément longitudinal (7). 11. Installation selon l'une des revendications 9 ou caractérisée en ce que ledit dispositif de liaison (6) est constitué d'une conduite flexible ou rigide équipée à ses extrémités de pièces tronconiques entourant façon coaxiale ladite conduite flexible ou rigide. 12. Installation selon l'une des revendications 10 ou 1 caractérisée en ce que le dispositif de liaison (6) comprend une conduite rigide dont les extrémités présentent une dite variation d'inertie créée augmentation progressive de l'épaisseur de la paroi de la conduite. 13. Installation selon l'une des revendications 8 à 12, caractérisée en ce que ledit dispositif de liaison (6) assure la liaison entre ledit flotteur (9) et un dit riser (4), de préférence par l'intermédiaire d'un dispositif en forme de col de cygne (3), et lesdits éléments creux dudit dispositif de liaison (6), de préférence ladite conduite flexible ou rigide encastrée en sous-face dudit flotteur, est prolongé(e) à travers ledit flotteur par une conduite tubulaire rigide (91) traversant le flotteur de part en part. 14 Installation selon la revendication 13, caractérisée en ce que le diamètre desdits éléments creux, de préférence de ladite conduite flexible ou rigide encastrée en sous-face dudit flotteur et sur la partie supérieure dudit riser vertical, de préférence encore par l'intermédiaire d'un dispositif forme de col de cygne, est inférieur à celui dudit riser (4). 15. Dispositif de liaison (6) entre un flotteur (9) l'extrémité supérieure d'un riser vertical (4) ou d'un tendon d'ancrage supportant au moins un dit riser vertical (4) utile dans une installation selon l'une des revendications 1 14, caractérisé en ce qu'il comprend un élément longitudinal souple ou semi- rigide (7), et des éléments de variation progressive d'inertie de section (8a, 8b) entre les extrémités dudit élément longitudinal (7) et des éléments d'encastrement (8z, 81) autorisant l'encastrement dudit dispositif de liaison au niveau respectivement dudit flotteur (9) et de l'extrémité supérieure dudit riser (4) ou dudit tendon supportant au moins un dit riser (4), tel que defini dans les -endications 1 à 14. 16. Procédé d'intervention à l'intérieur d'un riser vertical assurant la liaison entre une conduite sous-marine et la surface, de préférence un support flottant à la surface de la mer, caractérise en ce qu'on met en ceuvre une installation selon la revendication 13 ou 14, et on intervient dans ledit riser vertical à partir de la partie supérieure du flotteur à travers ladite conduite tubulaire rigide (91). 17. Procédé selon la revendication 16, caractérisé en ce comprend l'etape dans laquelle on pousse un tube rigide à travers successivement - ladite conduite tubulaire rigide (91) traversant ledit flotteur - ledit dispositif de liaison (6) constitué desdits éléments creux (7, 8a, 8b), et - le cas échéant, ledit dispositif en forme de col de cygne (3), de façon à accéder audit riser (4) et le nettoyer par injection de liquide, et/ou par raclage de la paroi interne dudit riser.