FR 2726859 A1 19960515 FR 9413678 A 19941114 i La présente invention concerne un système de production d'hydrocarbures à partir d'une série de puits offshore forés de préférence à travers une grande profondeur d'eau, par exemple au delà de 300 mètres d'eau. L'invention concerne plus particulièrement les développements de gisements offshore marginaux pour lesquels la rentabilité ne peut être obtenue que pour des coûts réduits d'infrastructure, d'installation et de maintenance. On connaît le document US-A-5226482 qui décrit une méthode d'exploitation des gisements marginaux offshore. Mais cette méthode, basée sur une station de pompage multiphasique flottante, impose l'utilisation de moyens de transfert (par exemple un riser dynamique) des effluents produits par des puits à têtes de puits sous-marines jusqu'à la station flottante. De plus, les interventions sur les puits (opérations dites de "workover") fréquentes pendant la durée de vie du gisement ne peuvent être effectuées qu'avec la mobilisation d'un support flottant (bateau, semi-submersible ou "tender" d'assistance) au dessus de chaque puits. Il en est de même pour les réparations ou tests sur les vannes de têtes de puits ou sur les conduites de distribution ("manifold"). On connaît les structures flottante à lignes tendues (TLP ou Tension Leg Platform) qui sont constituées d'une fondation fixée sur le fond de la mer et d'un support flottant ancré par des lignes tendues fixées d'un coté sur la fondation et de l'autre au support, de telle sorte à limiter sensiblement le mouvement de pilonnement du support. Des colonnes de production ("risers") relient les puits au pont de production situé sur le support pour transférer l'effluent jusqu'en surface. Après un traitement de l'effluent, les fluides de production sont expédiés vers un stockage ou une autre plate-forme. Ce type d'installation est rendue complexe par tous les différents équipements de contrôle, de traitement qui doivent prendre place sur le pont. En effet, le besoin de place impose de plus grandes structures, donc des poids plus importants qui imposent notamment des moyens d'ancrage plus sophistiqués. Ce genre d'installation n'est pas adapté aux développements de champs marginaux. Il s'avère que dans certains schémas d'exploitation de gisements offshore, il n'est pas économique d'investir sur une infrastructure lourde, par exemple une plate-forme fixe ou à lignes tendues, adaptée à être utilisée: pour le programme complet de forage des puits, pour les traitements des effluents, leur stockage et leur transport, ou les opérations de maintenance sur les équipements de puits. Dans ce cas, on privilégie le schéma de production à partir de puits à têtes de puits sous-marines, raccordés à une installation de production éloignée. Mais alors, les puits doivent être forés par un semisubmersible, ou un bateau de forage dont l'immobilisation est coûteuse. Il en est de mrnême lorsqu'une intervention est indispensable, soit sur les têtes de production sous-marines, soit dans les puits pour des tests, des nettoyages ou autres i 5 opérations rassemblées sous la dénomination conventionnelle de "workover". Or, dans certains puits, ces interventions peuvent être fréquentes, ce qui oblige pratiquement d'avoir un accès quasi permanent aux puits. La présente invention a notamment pour objectifs de proposer un schéma d'installation intermédiaire aux précédents, en utilisant notamment une plate-forme à lignes tendues légère, dimensionnée uniquement pour les opérations de mise en production, de reprise de puits (workover), de test de production, de maintenance sur les contrôles des têtes de puits ou manifold, et de manoeuvre et de maintenance sur un dispositif de pompage, préférentiellement polyphasique. Par opérations de mise en production, il faut comprendre également les opérations légères de forage en petit diamètre dans ou à proximité de la formation productrice. Ces opérations ne nécessitent pas de mise en oeuvre de grosses charges, aussi la capacité de charge du support flottant peut être faible et donc sa taille réduite. De plus, les lignes tendues (tendons) qui assurent la stabilité verticale et latérale du support sont tendues à des valeurs raisonnables ce qui permet d'utiliser le présent schéma dans de plus grande profondeur d'eau. Un des avantages d'une telle plate-forme à lignes tendues (TLP) est que les opérations de workover ou les connexions sous-marines sont facilitées, donc moins coûteuses, par l'absence pratiquement totale du mouvement de pilonnement. Ainsi la présente invention concerne une méthode d'exploitation de gisements pétroliers offshore qui comporte les étapes suivantes: - on ancre au fond de la mer une embase comportant des moyens de fixation de lignes, des emplacements de têtes de puits sous-marines, et des réceptacles de dispositifs de pompage, - on amène sensiblement à la verticale de ladite embase un support flottant complémentaire comportant des moyens de levage, - on fixe lesdites lignes audits moyens de fixation et audit support complémentaire et on applique une tension déterminée sur lesdites lignes, - on descend au moins un dispositif de pompage à travers la tranche d'eau au moyen desdits moyens de levage et on le connecte sur lesdits réceptacles, 1 5 - on relie lesdites têtes de puits au dispositif de pompage par des moyens de collecte et de distribution des effluents, on transfère les effluents sortant du dispositif de pompage vers une installation de traitement et/ou de stockage par une conduite sous-marine sans transiter par ledit support. On peut équiper au moins l'une des têtes de puits d'un tube prolongateur remontant jusqu'au support complémentaire. Une partie au moins de l'effluent d'un puits peut être transférée jusqu'au support complémentaire afin de servir de carburant aux moyens de génération d'énergie. Les moyens de transmission de l'énergie, des mesures et des commandes entre le support et le dispositif de pompage peuvent être placés dans un tube prolongateur reliant le support à un desdits emplacements, libre de têtes de puits. Les puits peuvent être forés à partir desdits emplacements de ladite embase par un support flottant de forage. On peut effectuer des interventions dans des puits producteurs à l'aide des moyens de levage dudit support complémentaire, lesdits puits étant reliés audit support complémentaire par un tube prolongateur. L'invention concerne également un système d'exploitation de gisements pétroliers offshore qui comporte: - une embase ancrée au fond de la mer comportant des moyens de fixation de lignes, des emplacements de têtes de puits sous-marines, et des réceptacles de dispositifs de pompage, - un support flottant complémentaire, placé sensiblement à la verticale de ladite embase, comportant des moyens de levage, - lesdites lignes sont fixées audits moyens de fixation et audit support complémentaire et tendues d'une valeur déterminée, - au moins un dispositif de pompage adapté à être manoeuvré à travers la tranche d'eau au moyen desdits moyens de levage et connecté sur un desdits réceptacles, - des moyens de collecte et de distribution des effluents reliant lesdites têtes de puits au dispositif de pompage, - des moyens de transfert sous- marins des effluents sortant du dispositif de pompage vers une installation de traitement et/ou de stockage. Au moins l'une des têtes de puits peut comporter un tube prolongateur remontant jusqu'au support complémentaire. Ledit support complémentaire peut comporter des moyens de génération d'énergie dont le carburant provient d'une partie au moins de l'effluent d'un puits transférée jusqu'au support complémentaire. Les moyens de transmission de l'énergie, des mesures et des commandes entre le support et le dispositif de pompage peuvent être placés dans un tube prolongateur reliant le support à un desdits emplacements laissé libre de tête de puits. L'embase peut avoir une forme sensiblement d'un polygone régulier, lesdits moyens de fixation de lignes étant sensiblement situés aux sommets dudit polygone, lesdits emplacements de têtes de puits sous- marines étant situés sensiblement entre lesdits sommets, et les réceptacles de dispositifs de pompage peuvent être sensiblement situés dans la partie centrale dudit polygone. L'embase et le support complémentaire peuvent avoir sensiblement une forme extérieure carrée de coté d'environ 30 mètres. Ledit dispositif de pompage peut comporter une pompe polyphasique, un moteur, un module de débitmétrie polyphasique, un module de régulation. La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture des exemples, nullement limitatifs, qui suivent, illustrés par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles: la figure 1 illustre schématiquement une réalisation préférentielle de l'invention, - la figure 2 est une vue schématique en plan d'une embase selon la réalisation préférentielle, - la figure 3 montre schématiquement les liaisons entre des puits producteurs et un dispositif de pompage, - la figure 4 illustre schématiquement une variante pour la production d'énergie et la liaison surface/fond des commandes et des moyens de transport de l'énergie nécessaire au dispositif de pompage, - la figure 5 montre un principe de l'opération de mise en place d'un dispositif de pompage à l'aide des moyens de levage de la plate-forme. La figure 1 montre schématiquement un exemple qui illustre le principe de la présente invention. Une embase 2 est posée sur le fond de la mer 1 puis fixée par des pieux 3. Des puits 4 ont été forés à partir des emplacements 5 et 6 préparés dans la structure de l'embase 2. Ces emplacements sont appelés "slots" dans la profession. Une embase peut comporter un certain nombre de "slots" qui seront tous ou partiellement utilisés pour y effectuer des puits et y placer les têtes de puits 7 et 8, de forage en cours d'opération de forage, puis de production ("Christmas tree") après équipement des puits. La figure 2 montre un exemple de disposition des "slots". Sur la figure 1, un support 9 est amené sensiblement à la verticale de l'embase et est relié à ladite embase par une série de lignes parallèles 10 fixées d'un coté à l'embase sur des moyens de fixation 11 et 12 et de l'autre à des moyens de fixation et/ou de tensionnement 13 et 14. Les lignes 10 sont généralement constituées d'éléments vissés les uns aux autres pour traverser la tranche d'eau. Avantageusement, on peut utiliser des tubulaires conventionnels comme éléments de tendons, par exemple des casing de dimension nominale 11 3/4 (selon la dénomination normalisée API). Les lignes 10 peuvent être tendues par des moyens hydrauliques ou mécaniques situés dans la structure de la plate-forme 9. Grâce à la légèreté du support, la tension des lignes tendues est ici préférentiellement ajustée par le ballastage ou le déballastage de caissons situés au niveau du ponton 17. Les tensions appliquées aux lignes sont déterminées en fonction de la capacité de charge de la plate- forme, charge qui peut varier compte tenu des diverses opérations que l'on peut effectuer à partir du plancher 15, notamment les déplacements de charges par les moyens de levage 16. Il faut noter que plus les charges sur la plate-forme sont importantes, plus la plate- forme doit avoir un déplacement important, plus les lignes de tensionnement doivent être mécaniquement résistantes pour appliquer une tension importante afin de limiter les mouvements de la plate-forme en fonction des vagues, courant, vents, marée... 1 0 Dans l'exemple présent, l'embase a une forme carrée de coté d'environ 30 mètres. La plate-forme est sensiblement d'encombrement identique, mais est constituée de deux pontons 17 et 18 reliés par des colonnes 19 dont la hauteur est déterminée pour que le plancher 15 soit hors d'eau lorsque le ponton inférieur 17 est immergé. Un évidement 20 est aménagé dans les deux pontons de façon à ce que l'appareil de levage puisse descendre des charges sensiblement dans la partie centrale de la plate-forme en direction de l'embase. Pour 1000 mètres de profondeur d'eau, on peut donner en exemple les caractéristiques dimensionnelles suivantes pour la plate-forme: -Dimensions extérieures des pontons 17, 18 et de l'embase 2: entre 25 et mètres de coté, préférentiellement environ 30 mètres. - Hauteur des colonnes 19: entre 15 et 30 mètres, préférentiellement environ mètres. - Hauteur des pontons: entre 5 et 10 mètres, préférentiellement environ 7 mètres. - Poids de la structure: entre 1200 et 3500 tonnes, préférentiellement environ 1500 tonnes. - Tension maximale des lignes tendues: environ 300 tonnes. Une plate-forme de cette taille et de ce poids, soumise aux efforts des vents, vagues et courants, ne nécessite pas d'éléments mécaniques spécifiques pour les liaisons avec le fond de la mer, que ce soit pour les lignes tendues ou les éventuels tubes prolongateurs ou "risers". On peut en effet utiliser des tubes conventionnels normalisés API, par exemple 11 3/4 pour les lignes tendues et 9 5/8 pour les risers. Comme cela est courant, l'appareil de levage 16 repose sur des poutres qui servent de rails permettant de déplacer l'appareil de levage sur le pont suivant deux axes orthogonaux pour ajuster la verticalité de l'appareil de levage à l'aplomb de l'objectif. L'appareil de levage n'est pas dimensionné pour effectuer les opérations lourdes de forage, mais uniquement pour les interventions préalables à la mise en production des puits, de tests ou de maintenance dans les puits producteurs. En cas de besoin, un engin d'assistance technique peut être amené à proximité de la plate-forme selon l'invention, l'engin portant les installations complémentaires qui ne peuvent pas être présentes sur le pont 15, les stocks de tubes ou autres consommables. Un dispositif de pompage 21, placé dans un caisson marinisé, est connecté à un réceptacle 22 préparé dans l'embase 2. Ainsi, le dispositif est sensiblement situé sous l'évidement 20, facilitant ainsi la manutention du dispositif 21 par les moyens de levage 16. i 5 Des moyens de connexions 23 et 24 sont constitués d'éléments mâles et femelles qui coopèrent en s'emboîtant l'un dans l'autre quand le dispositif 21 est posé dans le réceptacle 22. Pour l'exemple, les moyens de connexions 23 communiquent avec les conduites 25 et 26 d'amenées de l'effluent des puits de production au dispositif de pompage. Les moyens de connexion 24 communiquent avec la conduite 27 d'évacuation de l'effluent refoulé par le dispositif de pompage vers une installation de traitement. Bien entendu, d'autres moyens de connexions peuvent équiper le réceptacle, en particulier pour le transfert de l'énergie, des mesures et des commandes. En cas de nécessité, les conduites 25, 26, 27, ainsi que les éléments des moyens de connexions 23 et 24 situés sur le réceptacle 22, peuvent être réparés ou démontés par des engins sous-marins télécommandés selon des méthodes et dispositifs connus dans la profession. La figure 2 montre en vue de dessus une disposition des moyens de fixation 30, des emplacements des têtes de puits 31 représentés par une croix centrée dans un carré et des réceptacles 32 pour deux dispositifs de pompage. Les lignes tendues sont fixées aux quatre coins du carré d'environ 30 mètres de coté. Les emplacements des puits ou 'slots" sont disposés le long des cotés, entre deux moyens de fixation 30 consécutifs. Ici, il y en a 6 par coté, donc 24 emplacements en tout. La distance entre chaque puits est d'environ 3,35 mètres (11 feet) selon la norme actuelle. La ligne 33 et les flèches 34 représentent symboliquement les moyens de distribution ("manifold") reliant toutes les têtes de puits aux dispositifs de pompage. Comme cela est connu dans la profession, le manifold comporte une série de tubes et de vannes permettant de choisir une ou plusieurs sources de l'effluent pour alimenter le ou les dispositifs de pompage. La disposition centrale des dispositifs de pompage permet de faciliter leur mise en place ou leur relevage par le moyen de l'appareil de levage de la plate-forme. On ne sortira pas du cadre de la présente invention si l'implantation du dispositif de pompage 21 et du réceptacle 32 n'est pas centrale, mais décalée vers un coté de façon à libérer de la place sur le pont 15 afin de placer une installation auxiliaire, par exemple les moyens de production d'énergie. La disposition préférentielle des têtes de puits sensiblement sur la périphérie de 1 5 l'embase présente l'avantage que, dans le cas o une ou plusieurs têtes de puits sont prolongées jusqu'à la surface par une colonne, cette colonne, suspendue à la plate-forme et de préférence fixée au moins transversalement au niveau des pontons inférieurs 17, suit les mouvements latéraux de la plate-forme de façon sensiblement parallèle aux lignes tendues. Ainsi, la colonne de prolongation subit sensiblement les mêmes déformations et allongements que les lignes tendues. I n'y a pas nécessité d'avoir un dispositif de compensation des allongements disposé en tête des risers éventuels. Bien entendu, on ne sortira pas du cadre de la présente invention si l'embase a une forme polygonale, autre que carrée, comportant un schéma de disposition équivalent pour ce qui concerne les slots, les réceptacles et les moyens de fixation des tendons. Certains cotés de l'embase peuvent ne pas être pourvus de slots. La figure 3 montre plus précisément l'arrangement des puits 4 situés dans les emplacements (slots) 5 et 6, et équipés des têtes de puits 40 et 41. Les têtes de puits comportent des moyens 42 de liaison avec l'extrémité inférieure d'une colonne montante 43 se prolongeant jusqu'à la plate-forme. Les interventions dans les puits 4 pourront se faire aisément grâce au guidage procuré par la colonne 43. La plate- forme d'exploitation pourra ne comporter qu'une seule colonne 43 qui sera déplacée sur la tête du puits à travers laquelle il faut intervenir. Dans certains cas, l'ensemble des puits sera prolongé jusqu'en surface par des colonnes montantes. Le dispositif de pompage 21 est guidé dans les manoeuvres de connexion ou de relevage par des ligne guides 44 et correctement centré et orienté sur le réceptacle 22 par des broches 45. Par rapport à la figure 1, un troisième moyen de connexion 46 est représenté sur la figure 3 pour schématiser le principe des moyens de connexion utilisés pour alimenter le 1 0 dispositif de pompage en énergie ainsi que pour transmettre les diverses mesures et commandes. La ligne 47 est reliée à un ombilical qui remonte jusqu'à la plate-forme, soit directement dans l'eau, soit selon la variante décrite par la figure 4. Le dispositif de pompage 21 peut comporter une pompe multiphasique telle que décrite dans les documents FR-2333139 et FR-2471501, équipée d'un bac tampon de 1 5 régulation et des différents composants nécessaires au fonctionnement. La présente invention est particulièrement adaptée lorsqu'elle est appliquée aux gisements marginaux offshore sous une profondeur d'eau relativement importante. C'est-à-dire, au moins 300 mètres en Mer du Nord et généralement plus profond dans les sites o les eaux sont plus clémentes. Ces gisements marginaux sont de préférence mis en production avec l'aide d'un pompage multiphasique qui simplifie le schéma de production, mais qui, par contre impose une maintenance spéciale pour le dispositif de pompage immergé. L'arrangement exemplifié ici montre que la plate-forme permet des interventions faciles et peu coûteuses notamment sur le dispositif de pompage. La figure 4 montre une variante dans laquelle deux emplacements (slots) de puits et 51 de l'embase 2 ont un rôle particulier. Le slot 50 a été équipé d'une tête de puits 52 après le forage du puits 4. Les moyens de liaison 42 lient la base d'un tube prolongateur 54 suspendu au plancher de la plate-forme par des moyens de support et de traction 56. Un tube de production 55 canalise tout ou partie du gaz produit par le puits 4. En effet, pour des raisons de sécurité et parfois à cause de la pression ou des effets corrosifs de certains gaz, il peut être préféré de doubler la colonne 54 par un tubing 55 intérieur accroché également aux moyens 56. Le fait que la plate-forme ne se déplace pratiquement pas en pilonnement n'impose pas de moyens de compensation pour les éléments tubulaires reliant le fond et la plate-forme. Dans ce cas, la conduite 53 est reliée à la sortie latérale d'un raccord en forme de té assemblé sur le tubing 55. Une tête de tubing 57 et une conduite 58 transportent le gaz à une installation 59 de production d'énergie. L'installation fonctionne principalement à partir du carburant fourni par le gaz produit par le puits 4. L'installation 59 peut comporter, comme cela est connu, une turbine à gaz et des générateurs d'électricité qui alimentent en énergie notamment le dispositif de pompage, mais aussi les commandes des têtes de puits, les contrôles des moyens de distribution, les moyens de guidages, ou les robots sous- marins d'intervention. Un ombilical 60 descend jusqu'à l'embase 2 par l'intérieur d'un tube prolongateur 64 reliant la plate-forme à un "slot" 51 libre de puits et de tête de puits, mais comportant des moyens 65 de fixation du tube 64 et de connexion avec l'ombilical 60. Un connecteur 61 est fixé à la base de l'ombilical et coopère avec une partie correspondante 62 du connecteur 61, ladite partie étant solidaire des moyens 65. Une ligne 63 transmet l'énergie, les commandes et les mesures aux organes correspondants. L'ombilical qui peut être utilisé ici et les moyens de connexion de l'ombilical sont connus dans la profession. La mise en oeuvre de l'organe de transmission dans un tube prolongateur 64 facilite la protection de l'ombilical face à l'environnement marin. On ne sortira pas du cadre de l'invention si le dispositif de pompage fonctionne principalement à partir d'un fluide sous pression. Dans ce cas, les moyens 59 comporte une pompe hydraulique qui alimente le dispositif de pompage 21 en fluide sous pression par le canal, soit d'un flexible connecté comme l'ombilical 60, soit directement dans l'espace intérieur d'un tube prolongateur 64. La tête de puits 52 comporte également une conduite 53 reliée au manifold de distribution général. Une partie du gaz ou des liquides produits peuvent être conduit vers le dispositif de pompage pendant qu'une partie du gaz est collectée par le tubing 55. Dans le cas d'effluent polyphasique, la sortie latérale liée à la conduite 53 évacue préférentiellement les liquides alors que le gaz tmonte en surface dans le tubing 55. La figure S montre la plate-forme dont les pontons 17 sont immergés par les lignes tendues 10. Le plancher 18 porte les moyens de levage 16 utilisés pour la manutention notamment du dispositif de pompage 21. Dans un premier cas, une barge 70 transporte le 1 1 dispositif 21 au bord de la plate-forme et une grue située, sur la barge, sur le pont 18 ou sur une autre barge, décharge en 21' sur le pont 18 le caisson constituant le dispositif de pompage. L'installation de levage annexe est légère car le dispositif de pompage, représentant le colis le plus lourd, n'a pas un poids qui excède 20 tonnes, de préférence proche de 15 tonnes. Le dispositif de pompage est ensuite glissé jusqu'en 21" pour pouvoir être manipulé par les moyens de levage 16. Dans un autre cas, en particulier lorsqu'il n'y a pas de tubes prolongateurs qui encombrent l'espace entre le ponton immergé et le plancher 18, une barge 71 peut être directement placée sous le plancher 18 pour mettre le dispositif 21 à l'aplomb des moyens de levage 16. Les moyens de levage déchargent ensuite le colis 21 et peuvent directement manipuler le dispositif de pompage 21. Bien entendu, ces opérations peuvent concerner les autres colis que l'on est conduit à amener sur le plancher 18. REVENDICATIONS 1) Méthode d'exploitation de gisements pétroliers offshore caractérisée en ce qu'elle comporte les étapes suivantes: - on ancre au fond de la mer une embase (2) comportant des moyens de fixation (11, 12) de lignes (10), des emplacements de têtes de puits sous-marines (5, 6), et des réceptacles de dispositifs de pompage (22), - on amène sensiblement à la verticale de ladite embase un support flottant (9) complémentaire comportant des moyens de levage (16), -on fixe lesdites lignes (10) audits moyens de fixation et audit support complémentaire et on applique une tension déterminée sur lesdites lignes, - on descend au moins un dispositif de pompage (21) à travers la tranche d'eau au 1 5 moyen desdits moyens de levage (16) et on le connecte sur lesdits réceptacles, - on relie lesdites têtes de puits (7, 8) au dispositif de pompage par des moyens de collecte et de distribution (25, 26) des effluents, - on transfere les effluents sortant du dispositif de pompage vers une installation de traitement et/ou de stockage par une conduite sous-marine (27) sans transiter par ledit support (9). 2) Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on équipe au moins l'une des têtes de puits d'un tube prolongateur (43; 54) remontant jusqu'au support complémentaire (9). 3) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'une partie au moins de l'effluent d'un puits est transférée jusqu'au support complémentaire afin de servir de carburant aux moyens de génération d'énergie (59). 4) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que les moyens (64) de transmission de l'énergie, des mesures et des commandes entre le support (9) et le dispositif de pompage (21) sont placés dans un tube prolongateur (64) reliant le support à un desdits emplacements (51), libre de têtes de puits. ) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que les puits sont forés à partir desdits emplacements de ladite embase par un support flottant de forage. 6) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que l'on effectue des interventions dans des puits producteurs à l'aide des moyens de levage dudit support complémentaire, lesdits puits étant reliés audit support complémentaire par un tube prolongateur. 7) Système d'exploitation de gisements pétroliers offshore caractérisée en ce qu'il comporte: - une embase (2) ancrée au fond de la mer comportant des moyens de fixation (11, 12) de lignes (10), des emplacements de têtes de puits sous-marines (5, 6), et des réceptacles de dispositifs de pompage (22; 32), - un support flottant (9) complémentaire, placé sensiblement à la verticale de ladite embase (2), comportant des moyens de levage (16), - lesdites lignes (10) sont fixées audits moyens de fixation et audit support complémentaire et tendues d'une valeur déterminée, - au moins un dispositif de pompage (21) adapté à être manoeuvré à travers la tranche d'eau au moyen desdits moyens de levage (16) et connecté sur un desdits réceptacles (22; 32), - des moyens (25, 26; 33, 34) de collecte et de distribution des effluents reliant lesdites têtes de puits au dispositif de pompage, - des moyens de transfert (27) sous-marins des effluents sortant du dispositif de pompage vers une installation de traitement et/ou de stockage. 8) Système selon la revendication 7, caractérisé en ce qu'au moins l'une des têtes de puits comporte un tube prolongateur remontant jusqu'au support complémentaire. 9) Système selon l'une des revendications 7 ou 8, caractérisé en ce que ledit support complémentaire comporte des moyens de génération d'énergie dont le carburant provient d'une partie au moins de l'effluent d'un puits transférée jusqu'au support complémentaire. ) Système selon l'une des revendications 7 à 9, caractérisé en ce que les moyens de transmission de l'énergie, des mesures et des commandes entre le support et le dispositif de pompage sont placés dans un tube prolongateur reliant le support à un desdits emplacements laissé libre de tête de puits. 11) Système selon l'un des revendications 7 à 10, caractérisé en ce que ladite embase a une forme sensiblement d'un polygone régulier, lesdits moyens de fixation de lignes étant sensiblement situés aux sommets dudit polygone, lesdits emplacements de têtes de puits sous-marines étant situés sensiblement entre lesdits sommets, et en ce que les réceptacles de dispositifs de pompage sont sensiblement situés dans la partie centrale dudit polygone. 12) Système selon la revendication 11, caractérisé en ce que l'embase et le support complémentaire ont sensiblement une forme extérieure carrée de coté d'environ 30 mètres. 13) Système selon l'une des revendications 7 à 12, caractérisé en ce que ledit dispositif de pompage comporte une pompe polyphasique, un moteur, un module de débitmétrie polyphasique, un module de régulation.