FR 2890098 A1 20070302 FR 0508773 A 20050826 INSTALLATION COMPRENANT AU MOINS DEUX LIAISONS FOND-SURFACE D'AU MOINS DEUX CONDUITES SOUS-MARINES REPOSANT AU FOND DE LA MER. La présente invention a pour objet une installation de liaisons fond-5 surface multiples d'au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer, notamment installées à grande profondeur comprenant au moins une tour-hybride. Le secteur technique de l'invention est plus particulièrement le domaine de la fabrication et de l'installation de colonnes montantes ( Le support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courants, 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 courante 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 utilise le terme abrégé "FPSO" dans l'ensemble de la description suivante. On connaît des liaisons fond-surface d'une conduite sous-marine reposant au fond de la mer, liaison du type appelé tour-hybride comprenant: - un riser vertical dont l'extrémité inférieure est ancrée au fond de la mer et relié à une dite conduite reposant au fond de la mer, et l'extrémité supérieure est tendue par un flotteur immergé en subsurface auquel elle est reliée, et - une conduite de liaison, en général une conduite de liaison flexible, entre l'extrémité supérieure dudit riser et un support flottant en surface, ladite conduite de liaison flexible prenant, le cas échéant, de par son propre poids la forme d'une courbe en chaînette plongeante, c'est-à-dire descendant largement en dessous du flotteur pour remonter ensuite jusqu'audit support flottant. On connaît également des liaisons fond-surface réalisées en remontant de manière continue jusqu'en subsurface des conduites résistantes et rigides constituées d'éléments tubulaires en acier de forte épaisseur soudés ou vissés entre eux, en configuration de chaînette avec une courbure continûment variable dans toute leur longueur en suspension, communément appelés Steel Catenary Riser (SCRs) signifiant riser en acier en forme de chaînette et aussi communément appelés conduite rigide du type caténaire ou riser du type SCR . Une telle conduite caténaire peut remonter jusqu'au support flottant en surface ou seulement jusqu'à un flotteur en subsurface qui tensionne son extrémité supérieure, laquelle extrémité supérieure est alors reliée à un support flottant par une conduite de liaison flexible plongeante. Des risers caténaire à configuration renforcée sont décrits dans WO 03/102350 de la demanderesse. Dans WO 00/49267 de la demanderesse, on a proposé comme conduite de liaison entre le riser dont le sommet est tensionné par un flotteur immergé en surface et le support flottant, des conduites rigides de type SCR et on installe le flotteur en tête du riser à une distance plus grande de la surface notamment à au moins 300 m de la surface, de préférence au moins 500 m. On cherche à mettre en oeuvre un maximum de liaisons fond-surface à partir d'un même support flottant pour optimiser l'exploitation des champs pétroliers. C'est pourquoi on a proposé différents systèmes pouvant associer plusieurs risers verticaux ensemble afin de réduire l'encombrement du champs d'exploitation et pouvoir mettre en oeuvre un plus grand nombre de liaisons fond- surface reliés à une même support flottant. Typiquement il est nécessaire de pouvoir installer jusqu'à 30, voire 40 liaisons fond- surface à partir d'un même support flottant. Dans WO 00/49267, on a décrit une tour hybride multiple comportant un système d'ancrage avec un tendon vertical constitué soit d'un câble, soit d'une barre métallique, soit encore d'une conduite tendue à son extrémité supérieure par un flotteur. L'extrémité inférieure du tendon est fixée à une embase reposant au fond. Ledit tendon comporte des moyens de guidage répartis sur toute sa longueur à travers lesquels passent une pluralité de dits risers verticaux. Ladite embase peut être posée simplement sur le fond de la mer et rester en place par son propre poids, ou rester ancrée au moyen de piles ou tout autre dispositif propre à la maintenir en place. Dans WO 00/49267, l'extrémité inférieure du riser vertical est apte à être connectée à l'extrémité d'une manchette coudée, mobile, entre une position haute et une position basse, par rapport à ladite embase, à laquelle cette manchette est suspendue et associée à un moyen de rappel la ramenant en position haute en l'absence du riser. Cette mobilité de la manchette coudée permet d'absorber les variations de longueur du riser sous les effets de la température et de la pression. 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 en suspension. La liaison avec la conduite sous-marine reposant sur le fond de la mer est en général effectuée par une portion de conduite en forme de queue de cochon ou en forme de S, ledit S étant alors réalisé dans un plan soit vertical soit horizontal, la liaison avec ladite conduite sous-marine étant en général réalisée par l'intermédiaire d'un connecteur automatique. Ce mode de réalisation comprenant une multiplicité de risers maintenus par une structure centrale comportant des moyens de guidage est relativement coûteux et complexe à installer. D'autre part, l'installation doit être préfabriquée à terre avant d'être remorquée en mer, puis une fois sur site, cabanée en vue d'être mise en place. En outre, sa maintenance requiert également des coûts d'exploitation relativement élevés. Dans WO02/66786 et W002/103153 au nom de la demanderesse, on a décrit des tours-hybrides à risers multiples avec des systèmes d'ancrage de risers verticaux aptes à recevoir 2 risers côte à côte à partir d'une même embase d'ancrage, et dont les flotteurs en tête desdits risers sont solidaires et fixés l'un à l'autre au moyen d'une structure articulée en forme de parallélogramme. Les 2 risers sont par ailleurs reliés à l'aide de colliers tubulaires fixés sur l'un des risers et relié par des bagues coulissant librement autour du deuxième riser, de sorte que les 2 risers peuvent suivre sensiblement les mêmes mouvements latéraux tout en étant relativement plus indépendants dans leurs mouvements verticaux. En effet, lorsque l'on souhaite associer une pluralité de risers à un même support flottant, se pose le problème de l'interférence des mouvements desdits risers qui sont soumis au même mouvement que leur flotteur de tensionnement 5 en tête sous l'effet des déplacements du support flottant en surface soumis à la houle, au vent et aux courants. Les réalisations décrites ci-dessus sont relativement performantes, mais encore relativement trop compliquées en ce qui concerne leur procédé de pose et les contraintes de maintenance lors de leur mise en oeuvre, notamment au niveau du système d'ancrage mais également s'agissant de l'association des risers entre eux. En outre et surtout ce type de tour hybride à risers multiples doit être préfabriqué à terre avant d'être installé en mer. D'autre part, lorsque l'on met en oeuvre une multiplicité de liaisons fond-surface de type tour-hybride comprenant chacune un unique riser, il est nécessaire en pratique d'espacer les différences liaisons les unes par rapport aux autres, ceci pour au moins les 2 raisons suivantes: 1- Tout d'abord les embases respectives des 2 tours hybrides lorsqu'elles sont ancrées par des ancres à succion ancrées au fond de la mer, doivent être espacées d'une distance d'au moins 5 fois, de préférence au moins 10 fois, le diamètre desdites ancres pour éviter des interférences au niveau de la solidité du sol marin et garantir un ancrage fiable, et 2- d'autre part, les flotteurs au sommet des risers sont soumis à des déplacements dans un cône dont le sommet est situé au niveau du système d'ancrage (voir fig.1), et dont l'angle nécessite de prévoir une distance suffisante entre les différents flotteurs en tête des risers verticaux pour éviter que ceux-ci ne viennent se heurter les uns contre les autres. Ces contraintes impliquent un étalement de la zone d'exploitation et dene une limitation du nombre de liaisons fond-surface pouvant être reliées sur un même support flottant, au niveau des bordés pour éviter les interférences entre les différentes liaisons. De plus, le pétrole brut cheminant sur de très grandes distances, plusieurs kilomètres, on doit leur fournir un niveau d'isolation extrême coûteux pour, d'une part minimiser l'augmentation de viscosité qui conduirait à une réduction de la production horaire des puits, et d'autre part d'éviter le blocage du flot par dépôt de paraffine, ou formation d'hydrates dès lors que la température descend aux alentours de 30-40 C. Ces derniers phénomènes sont d'autant plus critiques, particulièrement en Afrique de l'Ouest, que la température du fond de la mer est de l'ordre de 4 C et que les pétroles bruts sont de type paraffiniques. II est donc souhaitable que les liaisons fond-surface soient de longueurs réduites et donc que l'encombrement des différentes liaisons reliées à un même support flottant soient limités. C'est pourquoi on cherche à fournir des installations aptes à exploiter depuis un même support flottant une pluralité de liaisons fond-surface de type tour-hybride d'encombrement réduit et plus simple à poser et pouvant être fabriquée en mer depuis un navire de pose de conduite. Dans la publication de la demande US 2004/0129425 on a proposé de mettre en oeuvre un unique et même flotteur auquel est reliée une pluralité de risers verticaux et/ou conduites de type SCR ancrés ou respectivement reposant au fond de la mer. Mais le système proposé dans ce brevet présente plusieurs inconvénients: - tout d'abord, le flotteur pour des raisons de mise en place de 20 l'installation, doit présenter des caractéristiques de flottabilité variables de manière à pouvoir augmenter la flottabilité au fur et à mesure de l'accrochage séquentiel des différentes conduites du type riser SCR plus conduite flexible, et - en second lieu, l'accrochage du sommet d'un deuxième riser vertical et/ou d'une conduite SCR sur le flotteur au sommet d'un premier riser vertical 25 pose des problèmes d'ordre pratique qui ne sont pas résolus et même pas évoqués dans cette publication de demande de brevet américain. A cet égard, l'enseignement de cette demande de brevet est donc incomplet et spéculatif. En effet, lorsque l'on met en place un riser vertical en mer in situ depuis un navire de surface équipé notamment d'une tour de pose en J, ce qui est le procédé le plus avantageux, on accroche les uns aux autres les éléments unitaires de conduite ou rames sur le navire et on descend progressivement la conduite en construction au fond de la mer, la première rame étant ancrée au fond de la mer et la dernière rame comprenant un flotteur qui permet de stabiliser le riser en position verticale. Il est donc très difficile, voire impraticable, d'arrimer l'extrémité supérieure d'un deuxième riser (non encore stabilisé), à un flotteur déjà installé en tête d'un premier riser vertical précédemment posé. De plus, les dilatations différentielles entre deux dits risers, l'un froid et l'autre chaud, et pouvant atteindre plusieurs mètres pour des profondeurs d'eau de 1500m, rendent quasiment impossible la mise en parallèle de deux dits risers en l'absence de dispositions particulières soit au niveau supérieur, soit au niveau inférieur desdits risers. Enfin, un autre inconvénient du système proposé dans cette demande de brevet US 2004/0129425 est que le flotteur doit être pré dimensionné en fonction d'une flottabilité maximum déterminée, apte à tensionner un nombre prédéterminé de conduites. Or, en pratique, il est souhaitable de pouvoir mettre en place les différentes liaisons fond-surface de manière étalée dans le temps sans pouvoir préjuger, lors de l'installation du système initial, de leur nombre final qui n'est en général pas connu au départ de manière certaine et précise. Ce système de tour multi-conduites doit en fait être préfabriqué à terre avant d'être posé en mer. Or, un but de la présente invention est de fournir un système de tour multi-conduites qui puisse être fabriqué en mer depuis un navire de pose de conduite équipé d'un tour de pose. Plus généralement, le but de la présente invention est de fournir une installation comprenant une multiplicité de liaisons fond-surface dont les procédés de fabrication, pose et mise en oeuvre en terme de maintenance soient améliorés et plus particulièrement simplifiés. Plus particulièrement encore, le problème posé selon la présente invention est donc de fournir une installation avec une multiplicité de liaisons fond-surface à partir d'un même support flottant, dont les procédés de pose et de mise en place de l'installation permettent à la fois: - de réduire la distance d'implantation entre les différentes liaisons fondsurface, c'est-à-dire permettent d'installer une pluralité de liaisons fond-surface dans un espace le plus réduit possible ou en d'autres termes avec une emprise au sol réduite, ceci afin, entre autre, d'augmenter le nombre de liaisons fond- surface qu'il est possible d'installer le long du bordé d'un FPSO, sans que lesdites liaisons fond- surface n'interfèrent entre elles, et, - une fabrication et mise en place aisée par fabrication et pose séquentielle des différentes conduites à partir d'un navire de pose en surface 5 équipé d'une tour de pose en J, et enfin - d'optimiser la mise en oeuvre des moyens de flottabilité dans le cas d'une mise en place étalée dans le temps sur une longue période de temps entre la mise en place des différentes liaisons fond-surface et ce, sans qu'il soit nécessaire de connaître au départ le nombre de liaisons qui sont à poser, ni leurs caractéristiques en termes de dimensions, et de poids unitaire. En effet, lors de la phase d'ingénierie du développement d'un champ pétrolifère, le réservoir de pétrole n'est connu à ce stade que de manière incomplète, la production à plein régime impose alors bien souvent de reconsidérer, au bout de quelques années, les schémas initiaux de production et l'organisation des équipements associés. Ainsi, lors de l'installation du système initial, le nombre de liaisons fond-surface et leur organisation est défini par rapport à des besoins estimés, lesdits besoins étant de manière quasi-systématique revus à la hausse après la mise en production du champ, soit pour la récupération du pétrole brut, soit pour la nécessité d'injecter davantage d'eau dans le réservoir, soit encore pour récupérer ou réinjecter davantage de gaz. Au fur et à mesure de l'épuisement du réservoir, on est en général amené à forer de nouveaux puits pour réinjecter de l'eau ou du gaz, ou encore à forer des puits de production en de nouveaux endroits du champ, de manière à augmenter le taux de récupération global, ce qui complique d'autant l'ensemble des liaisons fond-surface reliées au bordé du FPSO. Un autre problème posé selon la présente invention est 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 hybride verticale et dont le fluide transporté doit être maintenu au dessus d'une température minimale jusqu'à son arrivée en surface, en réduisant au minimum les composants sujets à déperdition thermique, en évitant les inconvénients créés par l'expansion thermique propre, ou différentielle, des divers composants de ladite tour, de manière à résister aux contraintes extrêmes et aux phénomènes de fatigue cumulée sur la durée de vie de l'ouvrage, qui dépasse couramment 20 années. Un autre problème de la présente invention est aussi de fournir une installation de liaisons fond-surface multiples avec des tours hybrides dont le système d'ancrage soit d'une grande résistance et d'un faible coût, et dont les procédés de fabrication et mise en place des différents éléments constitutifs soient simplifié et également d'un faible coût, et puisse être réalisé en mer depuis un navire de pose. On utilise ici le terme "riser vertical" pour rendre compte de la position théorique du riser lorsque celui-ci est au repos étant entendu que l'axe du riser peut connaître des mouvements angulaires par rapport à la verticale et se mouvoir dans un cône d'angle a dont le sommet correspond au point de fixation de l'extrémité inférieure du riser sur ladite embase. Pour ce faire la présente invention fournit une installation de liaisons fond-15 surface d'au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer, notamment à grande profondeur, comprenant: 1) une première tour hybride comprenant: a) un riser vertical dont l'extrémité inférieure est fixée à une première embase ancrée au fond de la mer et reliée à une dite conduite sous-marine reposant au fond de la mer et dont l'extrémité supérieure est reliée à un premier flotteur immergé en subsurface, de préférence à au moins 100m de profondeur, et b) une première conduite de liaison, de préférence une conduite flexible, assurant la liaison entre un support flottant et l'extrémité supérieure du dit riser, 25 et 2) au moins une deuxième conduite rigide remontant depuis le fond de la mer où elle repose, ou depuis une deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer à laquelle son extrémité inférieure est reliée, jusqu'en subsurface où son extrémité supérieure est reliée à au moins respectivement une deuxième conduite de liaison, de préférence flexible, assurant sa liaison avec un même dit support flottant. L'installation selon l'invention est caractérisée en ce que: -l'extrémité inférieure de la (ou des) dite(s) deuxième(s) conduite(s) rigide(s) n'est pas ancrée au niveau de ladite première embase, et -l'extrémité supérieure de la (ou des) dite(s) deuxième(s) conduite(s) rigide(s) est reliée respectivement à un (ou des) deuxième(s) flotteur(s) situé(s) sensiblement à même profondeur que ledit premier flotteur et fixé(s) audit premier flotteur. Ce système de disposition et coopération des deux riser et conduite rigide avec un flotteur propre et des ancrages indépendants permet d'une part de fabriquer toute l'installation en mer depuis un navire de pose de conduite et de simplifier leur pose respective en mer et d'autre part leur confère une stabilité en opération de par la fixation mutuelle de leurs flotteurs, avec des mouvements identiques des seules extrémités supérieures et des flotteurs, l'écart minimal respecté des points d'appui au sol ou embase, bien que réduit, contribuant aussi à la stabilisation des mouvements en tête de riser(s) et conduite(s) rigide(s) caténaire(s) Dans un premier mode de réalisation, l'installation de liaisons fond- surface multiples selon l'invention comprend une dite deuxième conduite rigide constituée par une deuxième riser vertical dont l'extrémité inférieure est fixée à une deuxième embase ancrée au fond de la mer indépendante de ladite première embase et est reliée à une dite deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer. De préférence, la dite deuxième embase est située à une distance d'au plus 50m, de préférence 25 à 50m de la dite première embase. Plus particulièrement, lesdites première et deuxième embases 25 comprennent des ancres à succion enfoncées dans le fond de la mer. Ainsi, les deux liaisons fond-surface sont liées au niveau supérieur, mais avec des ancrages différents et espacés l'un de l'autre, de sorte que, en cas de dilatation différentielle due à des températures différentes dans chacune des conduites verticales, il en résultera une déformation du triangle dont le sommet est l'ensemble des flotteurs et la base constituée par la droite sensiblement horizontale reliant les deux embases. lo Dans un deuxième mode de réalisation, l'installation de liaison fondsurface selon l'invention comprend une dite deuxième conduite rigide du type caténaire constituée par l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'au dit deuxième flotteur. Dans ce mode de réalisation, le point d'appui et de contact au sol, sensiblement variable au gré des mouvements de la partie haute de ladite chaînette, à partir duquel ladite deuxième conduite caténaire remonte en subsurface, stabilise la base de ladite chaînette dans une zone limitée et fait ainsi office de deuxième embase. Dans une installation de liaison fond-surface selon l'invention, de préférence, ledit premier flotteur est relié au fond de la mer à une troisième embase ancrée par au moins un premier lien, ladite première embase étant positionnée entre ladite troisième embase et ladite deuxième conduite rigide Ledit premier lien joue le rôle de hauban vis-à-vis de la tour riser hybride permettant de le stabiliser en compensant la tension horizontale crée par ladite deuxième conduite rigide, celle-ci tendant en effet à écarter ledit premier flotteur du support flottant comme explicité plus loin. Dans une variante de réalisation avantageuse, l'installation de liaison fond-surface selon l'invention comprend deux dites conduites rigides constituées chacune par une dite conduite du type caténaire remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'à deux dits deuxièmes flotteurs, et l'un au moins des deux dits deuxièmes flotteurs est fixé audit premier flotteur, l'autre deuxième flotteur étant fixé à l'un desdits premier ou deuxième flotteurs. Dans une autre variante avantageuse de réalisation, l'installation de liaison fond- surface selon l'invention comprend deux ensembles comprenant chacun une dite tour-hybride et une dite deuxième conduite rigide du type caténaire, les deux ensembles étant reliés au même support flottant et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre dudit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal. 2890098 >> Dans une autre variante avantageuse de réalisation, l'installation de liaison fond- surface selon l'invention comprend deux ensembles comprenant chacun deux dites tour-hybrides, les deux ensembles étant reliés au même support flottant et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre dudit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal. Plus particulièrement encore, l'installation de liaisons fond-surface selon l'invention comprend un ensemble comprenant: - deux dites tours hybrides avec deux dits risers verticaux dont lesdits premiers flotteurs sont fixés l'un à l'autre, et - deux dites deuxièmes conduites rigides du type caténaire remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'à deux dits deuxièmes flotteurs, - les deux dits deuxième flotteurs étant fixés respectivement aux deux dits premiers flotteurs. En d'autres termes, chaque deuxième flotteur est fixé à un dit 15 premier flotteur différent, les deux dits premiers flotteurs étant fixés l'un à l'autre. Pour optimiser l'espace du champs d'exploitation pétrolier, il est alors possible de mettre en place une pluralité d'installations selon l'invention constituées respectivement de dits ensembles de 1 ou 2 tours hybrides chacune avec un unique riser, associées à 1 ou 2 conduites rigides caténaires, chaque ensemble constituant une sorte d'îlot d'exploitation. La relative stabilité et les mouvements réduits de ces ensembles ou îlots permettent d'installer desdits ensembles à des distances relativement rapprochées, notamment à moins de 50 m les uns des autres. Dans un mode préféré de réalisation, les dits flotteurs sont fixés entre eux au niveau de 2 points sur chaque flotteur distant verticalement de manière à solidariser leurs mouvements respectifs, de préférence 2 points proches respectivement des extrémités supérieure et inférieure des bidons cylindriques constituant lesdits flotteurs. Avantageusement encore, les au moins deux dits flotteurs fixés ensemble 30 sont insérés à l'intérieur d'un écran périphérique de forme hydrodynamique, de préférence cylindrique. Selon un autre aspect, la présente invention fournit également un procédé de pose en mer d'une installation selon l'invention caractérisé en ce qu'il comprend les étapes dans lesquelles: 1) on assemble depuis un navire de pose en surface un dit riser que l'on descend et ancre au fond de la mer à une dite première embase et que l'on tensionne en tête par un dit premier flotteur immergé en subsurface, et l'on relie l'extrémité inférieure dudit riser à l'extrémité d'une dite première conduite sousmarine reposant au fond de la mer, et 2) on assemble depuis un navire de pose en surface une dite deuxième conduite rigide que l'on tensionne en tête par un dit deuxième flotteur immergé en subsurface, et le cas échéant lorsque ladite deuxième conduite rigide est un riser vertical, on relie l'extrémité inférieure dudit riser à l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous- marine reposant au fond de la mer, et 3) on rapproche et on fixe l'un à l'autre lesdits premier et deuxième 15 flotteurs, et 4) de préférence on stabilise ledit premier flotteur par au moins un dit premier et/ou deuxième lien et 5) on pose lesdites conduites de liaison entre lesdits riser et deuxième conduite rigide d'une part et un même dit support flottant d'autre part. Le cas échéant, à l'étape 2), on ancre ladite deuxième conduite rigide constituée d'un riser vertical à une deuxième embase indépendante et espacée de ladite première embase d'au moins 25 m Selon un autre aspect plus particulier la présente invention, a pour objet un procédé d'exploitation de champ de pétrole à l'aide d'au moins une installation selon l'invention dans lequel on transfert des fluides entre un support flottant et des conduites sous-marines reposant au fond de la mer, fluides comprenant du pétrole, de préférence une pluralité de dites installation, notamment de 3 à 20 dites installation selon l'invention reliées au même support flottant. De façon connue, pour relier entre elles les différentes conduites on utilise des éléments de raccordement, notamment du type connecteurs automatiques, comprenant le verrouillage entre une partie mâle et une partie femelle complémentaire, ce verrouillage étant conçu pour se faire très simplement au fond de la mer à l'aide d'un ROV, robot commandé depuis la surface, sans nécessiter une intervention directe manuelle de personnel. Ladite conduite de liaison entre le support flottant et l'extrémité supérieure 5 du riser vertical peut être: - une conduite flexible ou àrigidité réduite si le flotteur de tête se trouve proche de la surface, ou - une conduite en acier épais, donc rigide, si le flotteur de tête se trouve à grande profondeur. Pour relier les conduites flexibles auxdites conduite rigide ou riser on intercale des dispositifs de type col de cygne connu de l'homme de l'art et dont un exemple amélioré est décrit dans FR 2 809 136 au nom de la demanderesse. D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à la lumière de la description détaillée des modes de réalisation qui 15 va suivre, en référence aux figures 1 à 6: - la figure 1 a est une vue de face de deux tours hybrides en cours d'installation par un navire de surface, à faible distance l'une de l'autre, - la figure 1 b détaille en vue de face, le rapprochement et l'accrochage des deux flotteurs dans leur partie haute des risers de la figure la, au moyen d'un ROV, - la figure 2a représente en vue de face l'état final des deux tours hybrides, après solidarisation de leurs deux flotteurs entre eux, - la figure 2b est la vue de côté relative à la figure 2a, détaillant la position du FPSO ancré en surface, - la figure 3 est une vue de côté d'une tour hybride à laquelle on raccorde une conduite de type SCR équipée de son flotteur individuel, - les figures 3a-3b sont des sections selon le plan AA de la figure 3, détaillant deux types d'assemblages, respectivement un SCR sur une tour hybride (3a), et deux SCRs ayant chacun son propre flotteur individuel, sur deux tour hybrides jumelées (3b). - la figure 4 est la vue de côté relative à la figure 3 en fin d'installation, détaillant les liaisons avec le FPSO, - la figure 5 est une vue de côté d'une tour hybride selon la figure 4 à laquelle on raccorde une conduite de type SCR équipée de son flotteur individuel, stabilisé en position sensiblement verticale par un lien du type câble d'ancrage, - la figure 5a est une vue de coté d'un support flottant auquel sont reliés 5 deux ensembles de tour-hybride raccordé à une conduite caténaire ou SCR disposé de part et d'autre du dit support flottant, - la figure 6a est une section selon le plan AA de la figure 3, détaillant le mode de solidarisation du carénage cylindrique sur les divers flotteurs faisant office d'écran hydrodynamique, - la figure 6b est une vue de côté du carénage cylindrique des flotteurs équipé d' ailerons anti-vortex. Dans les figures 1 a-1 b et 2a on a représenté en vue de face et en vue de côté 2b, les différentes phases de mise en place d'une installation de liaison fond-surface de deux conduites sous-marines 10a, 10b reposant au fond de la mer, notamment à grande profondeur, comprenant: 1) une première tour hybride comprenant: a) un riser vertical la dont l'extrémité inférieure est fixée à une première embase ancrée 3a au fond de la mer et reliée à une dite conduite sous-marine 10a reposant au fond de la mer et dont l'extrémité supérieure est reliée à un premier flotteur 2a immergé en subsurface, de préférence à au moins 50m de profondeur, et b) une première conduite de liaison 4a, de préférence une conduite flexible, assurant la liaison entre un support flottant 11 et l'extrémité supérieure dudit riser, et 2) une deuxième conduite rigide 1 b du type riser vertical dont l'extrémité inférieure est fixée à une deuxième embase ancrée 3b au fond de la mer indépendante de ladite première embase 3a et est reliée à une dite deuxième conduite sous-marine 10b reposant au fond de la mer, et remontant depuis ladite deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer à laquelle son extrémité inférieure est reliée, jusqu'en subsurface où son extrémité supérieure est reliée à au moins respectivement une deuxième conduite de liaison 4b, de préférence flexible, assurant sa liaison avec un même dit support flottant 11. L'extrémité inférieure de chaque riser 1 a,1 b est ancrée au niveau d'une embase distincte 3a, 3b, et l'extrémité supérieure de chaque riser vertical 1 a,1 b est reliée respectivement à un premier flotteur 2a et deuxième flotteur 2b situés sensiblement à même profondeur que ledit premier flotteur 2a et fixé audit premier flotteur. Les dites première et deuxième embases 3a, 3b comprennent des ancres à succion enfoncées dans le fond de la mer et sont espacées d'une distance L1 d'environ 40m. Chacune des tours risers hybrides comprend une conduite flexible 4a, 4b reliée à l'extrémité supérieure dudit riser par l'intermédiaire d'un dispositif du type col de cygne 7. Pour la clarté des explications, le FPSO 11 ainsi que le col de cygne 7 ne sont pas représentés en arrière plan, mais sont détaillés dans les vues de côté sur les figures 2b, 4 et 5. Sur la figure 1 a, le riser 1 a est installé au fond de la mer, le deuxième riser 1 b est en cours d'installation à partir d'un navire de surface 13 équipé d'une tour de pose en J 13-1. L'ensemble conduite verticale 1 b, chaîne 5 et deuxième flotteur 2b est descendu vers l'ancre à succion 3b à l'aide des moyens de manutention dudit navire de surface, et, simultanément, un treuil, non représenté, est manoeuvré depuis la surface par le ROV 14, de manière à tendre le câble 19 et ramener ainsi l'extrémité inférieure du riser 1 b vers son embase 3b où elle sera ensuite verrouillée de manière connue, à l'aide dudit ROV. Ceci est facilité par le fait que simultanément l'extrémité supérieure de la conduite est tendue par un flotteur dans l'axe de celle-ci. Lorsque le riser 1 a est installé au fond de la mer et, lorsqu'il est relié de manière individuelle au FPSO 11 par une conduite flexible 4a, sous l'effet des déplacements dudit FPSO en surface soumis à la houle, au vent et aux courants, ladite tour hybride se déplace sensiblement dans un cône d'angle au sommet 13. Lorsque l'on veut installer 2 tours hybrides, pour éviter les interférences des deux risers entre eux, il est alors nécessaire de les installer à une distance importante, par exemple 60 à 100m, pour éviter que les flotteurs ne viennent en contact l'un avec l'autre. Dans le dispositif selon l'invention, on installe ainsi deux tours risers hybrides à faible distance l'une de l'autre en mettant en oeuvre des flotteurs équipés de moyen de fixation 6-1,6-2 permettant de les relier les uns aux autres en au moins 2 endroits distants dans la direction verticale ceci permet de pouvoir réaliser simplement et aisément l'ancrage et la mise en place desdits deux riser, puis de solidariser les deux flotteurs entre eux comme représenté sur la figure 1 b. A cet effet, au moyen d'un treuil, non représenté, installé sur le ROV 14, on rapproche, sensiblement dans le plan XoZ, le sommet des deux dits flotteurs 2a-2b que l'on verrouille en 6-1, puis le ROV se déplace vers le bas desdits flotteurs et ramène de la même manière au moyen d'un treuil les deux parties basses des flotteurs que l'on verrouille en 6-2, pour obtenir la configuration finale représentée de face sur la figure 2a. Il est donc nécessaire que les flotteurs soient pré équipés de moyens de fixation l'un à l'autre. A cet effet, les flotteurs présentent des renforts internes, par exemple des raidisseurs circulaires, ou encore des cloisons internes pleines ou ajourées, situées au niveau des moyens de fixation, de manière à transmettre entre les deux dits flotteurs, tous les efforts engendrés par la houle, le vent et les courants agissant sur l'ensemble des composants et sur le FPSO. Lesdits moyens de fixation sont soit des platines assemblées par boulons par des plongeurs, si la profondeur d'eau est suffisamment faible, soit de préférence des connecteurs automatiques actionnés par un ROV piloté depuis la surface Les deux risers la, lb font entre eux un angle a de 1 à 10 de par l'espacement de leurs embases 3a, 3b. Ainsi, les deux liaisons fondsurface ayant un point de fixation au niveau supérieur, mais des ancrages différents et espacés l'un de l'autre, en cas de dilatation différentielle due à des températures différentes dans chacune des conduites verticales, il en résultera une déformation du triangle d'angle au sommet a et dont la base est constituée par la droite sensiblement horizontale reliant les deux embases. Ainsi, si la configuration représentée sur la figure correspond à deux risers 1 a-1 b à même température, lorsque le riser la est chaud alors que le riser 1 b reste froid, le triangle se déforme et son sommet constitué par les flotteurs 6- 1,6-2 se déplace vers la droite de la figure, cette déformation ne pouvant avoir lieu dans les dispositifs de l'art antérieur précédemment décrits. Enfin, on installe à l'extrémité du col de cygne 7, en tête de la conduite verticale, les conduites flexibles de liaison 4a, 4b, solidaires du FPSO 11. Avant installation desdites conduites de liaison flexibles, l'ensemble des deux risers est sensiblement dans le plan vertical ZoX, mais les conduites de liaison flexibles créent une tension horizontale qui stabilise l'ensemble en tendant à ramener l'ensemble des deux tours risers hybrides vers ledit FPSO, d'un angle y négatif dans le plan ZoY, comme représenté sur la figure 2b. Sur les figures 3, 4 et 5 on a représenté un deuxième mode de réalisation dans lequel d'une installation de liaison fond-surface de deux conduites sous-marines 10a, 10b reposant au fond de la mer, notamment à grande profondeur, comprenant: 1) une première tour hybride comprenant: a) un riser vertical 1 a dont l'extrémité inférieure est fixée à une première embase ancrée 3a au fond de la mer et reliée à une dite conduite sousmarine 10a reposant au fond de la mer et dont l'extrémité supérieure est reliée à un premier flotteur 2a immergé en subsurface, de préférence à au moins 100m de profondeur, et b) une première conduite de liaison 4a, de préférence une conduite flexible plongeante, assurant la liaison entre un support flottant 11 et l'extrémité supérieure du dit riser, et 2) une dite deuxième conduite rigide du type caténaire 1 b constituée par l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous-marine 10b reposant au fond de la mer remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'au dit deuxième flotteur. Sur la figure 3 on a représenté en vue de côté le riser la de la tour hybride sur laquelle un navire de surface 13 installe une conduite rigide de type SCR 1 b équipée de son propre flotteur 2b, ladite conduite du type SCR traversant ledit flotteur 2b et se terminant à sa partie supérieure par un col de cygne 7. En phase finale d'approche dudit deuxième flotteur 2b sur ledit premier flotteur 2a de la tour hybride, les deux flotteurs sont verrouillés entre eux en 6-1 en partie haute, et en 6-2 en partie basse. La figure 3a est une section en vue de dessus selon le plan AA de la figure 3, détaillant l'assemblage d'un SCR 1 b sur une tour hybride unique, un écran à profil hydrodynamique 8, de préférence de section circulaire entoure l'ensemble des flotteurs, de manière à minimiser les efforts hydrodynamiques dus au courant et à la houle. La figure 3b est une section en vue de dessus selon le plan AA de la figure 3, détaillant l'assemblage de deux SCRs 1 b1, l b2 équipés chacun de son propre flotteur 2b1, 2b2, les deux dits SCRs étant de préférence disposés symétriquement dans un plan faisant un angle delta, par exemple 30 , de préférence symétrique par rapport au plan vertical ZoY. Comme représenté sur la figure 4, le ou les SCRs 1 b sont disposés du coté du riser la le plus éloigné du FPSO 11 pour des raisons évidentes liées aux contraintes d'encombrement, et lesdits SCRs 1 b créent une tension horizontale H importante qui tend à écarter les deux flotteurs 2a, 2b du FPSO 11, et la ou les tours hybrides des risers 1 a s'inclinent alors d'un angle y positif. Le fait de décaler d'un angle S les SCRs par rapport au plan ZoY, permet de réduire la valeur globale de cette tension H, car seule la projection sur le plan ZoY de la tension horizontale de chacun desdits SCRs participe à ladite tension H, les projections des tension horizontales respectives desdits SCRs sur le plan XoZ s'annulant. Ainsi, augmenter ledit angle b permet de minimiser la tension horizontale globale H, mais présente l'inconvénient d'augmenter l'emprise au sol, ce qui va à l'encontre du but initial recherché, qui est de pouvoir installer un maximum de conduites dans un espace limité ; ce qui conduit alors à un compromis entre le niveau de tension horizontale global H et l'emprise au sol. Dans une version préférée de l'invention représentée sur la figure 5, on installe avantageusement un lien 9-1 solidaire à son extrémité supérieure du flotteur principal 2a et à son extrémité inférieure à une ancre poids ou une ancre à succion 3c, constituant ainsi un tirant. Ce tirant joue ainsi le rôle de hauban et compense la tension horizontale H, permettant ainsi de stabiliser l'angle y à une valeur quelconque, par exemple y=0, comme représenté sur ladite figure 5, empêchant ainsi sensiblement tout mouvement des flotteurs 2a, 2b et des conduites 1 a, 1 b dans le plan axial des deux conduites ZoY. Dans une version préférée de l'invention, représentée sur la figure 5a l'Installation de liaison fond- surface selon l'invention comprend deux ensembles comprenant chacun une dite tour hybride avec un unique riser la et une dite deuxième conduite rigide du type caténaire 1 b, les deux ensembles étant reliés au même support flottant (11) et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre du dit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal (9- 2) constituant ainsi un tirant horizontal permettant de compenser lesdits efforts horizontaux opposés H et H'. La figure 6a est une section selon le plan AA de la figure 3 relative à la configuration de la figure 3b, détaillant un écran cylindriques à section circulaire 8 composé de deux demi-coquilles 8-1,8-2 assemblées en 15, lesdites demi coquilles étant solidarisées auxdits flotteurs par des liens en élastomère 16. Cet écran offre un profil hydrodynamique s'étendant avantageusement sur la totalité de la hauteur des flotteurs, eux-mêmes constitués de bidons cylindriques, de manière à minimiser les effets de la houle et du courant, ce qui réduit alors considérablement les mouvements de l'ensemble, réduisant de ce fait les problèmes de fatigue pendant toute la durée de vie des installation qui dépasse 25-30 ans, voire plus. Sur la figure 6b, on a représenté en vue de côté les demi-coquilles assemblées en forme de cylindre, équipées d'ailerons anti-vortex 17, connus de l'homme de l'art, de manière à éviter l'apparition de phénomènes de vibrations fortement préjudiciables à la tenue en fatigue des divers éléments mécaniques. Sur cette figure, seuls les écrans ont été représentés, les flotteurs, les conduites et autres accessoires n'étant pas représentés. REVENDICATIONS 1. Installation de liaisons fond- surface d'au moins deux conduites sousmarines (10a, 10b) reposant au fond de la mer, notamment à grande profondeur, comprenant: 1) une première tour hybride comprenant: a) un riser vertical (la) dont l'extrémité inférieure est fixée à une première embase ancrée (3a) au fond de la mer et reliée à une dite conduite sousmarine (10a) reposant au fond de la mer et dont l'extrémité supérieure est reliée à un premier flotteur (2a) immergé en subsurface, de préférence à au moins 100m de profondeur, et b) une première conduite de liaison (4a), de préférence une conduite flexible, assurant la liaison entre un support flottant (11) et l'extrémité supérieure dudit riser, et 2) au moins une deuxième conduite rigide (1 b) remontant depuis le fond de la mer où elle repose (10b) ou depuis une deuxième conduite sous- marine reposant au fond de la mer à laquelle son extrémité inférieure est reliée, jusqu'en subsurface où son extrémité supérieure est reliée à au moins respectivement une deuxième conduite de liaison (2b), de préférence flexible, assurant sa liaison avec un même dit support flottant (11). caractérisée en ce que: - l'extrémité inférieure de la (ou des) dite(s) deuxième(s) conduite(s) rigide(s) (1 b) n'est pas ancrée au niveau de ladite première embase (3a), et - l'extrémité supérieure de la (ou des) dite(s) deuxième(s) conduite(s) rigide(s) (1 b) est reliée respectivement. à un deuxième flotteur (2b) situé sensiblement à même profondeur que ledit premier flotteur(2a) et fixé audit premier flotteur. 2 Installation de liaison fond-surface selon la revendication 1 30 caractérisée en ce qu'une dite deuxième conduite rigide (1 b) est constituée par un deuxième riser vertical dont l'extrémité inférieure est fixée à une deuxième embase ancrée (3b) au fond de la mer indépendante de ladite première embase (3a) et est reliée à une dite deuxième conduite sous-marine (10b) reposant au fond de la mer. 3. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 2 5 caractérisée en ce que la dite deuxième embase (3b) est située à une distance d'au plus 50m, de préférence 25 à 50m de la dite première embase (3a). 4. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 2 ou 3 caractérisée en ce que lesdites première et deuxième embase (3a,3b) comprennent des ancres à succion enfoncées dans le fond de la mer. 5. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 1 caractérisée en ce qu'une dite deuxième conduite rigide (1 b) est une conduite du type caténaire constituée par l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous-marine reposant au fond de la mer remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'au dit deuxième flotteur. 6. Installation de liaison fond-surface selon la revendication 5 ou 6 caractérisée en ce que ledit premier flotteur est relié au fond de la mer à une troisième embase ancrée (3c) par au moins un premier lien (9-1), ladite première embase étant positionnée entre ladite troisième embase et ladite deuxième conduite rigide (1 b). 7. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 5 ou 6 caractérisée en ce qu'elle comprend deux dites conduites rigides constituées chacune par une dite conduite du type caténaire (1 b1,1 b2) remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'à deux dits deuxièmes flotteurs, et l'un au moins des deux dits deuxièmes flotteurs est fixé audit premier flotteur, l'autre deuxième flotteur étant fixé à l'un desdits premier ou deuxième flotteur. 8. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 7 caractérisée en ce qu'elle comprend deux ensembles comprenant chacun une dite tour-hybride et une dite deuxième conduite rigide du type caténaire, les deux ensembles étant reliés au même support flottant (11) et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre dudit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal (9-2). 9. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 2 à 6 caractérisée en ce qu'elle comprend deux ensembles comprenant chacun deux dites tours-hybrides, les deux ensembles étant reliés au même support flottant (11) et disposés sensiblement symétriquement de part et d'autre dudit support flottant par un deuxième lien sensiblement horizontal (9-2). 10. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 7 caractérisée en ce qu'elle comprend un ensemble comprenant: - deux dites tours-hybrides avec deux dits risers verticaux (1 a1, l a2) dont les dits premiers flotteurs (2a1, 2a2) sont fixés l'un à l'autre, et - deux dites deuxièmes conduites rigides du type caténaire (1 b1, 1b2) remontant jusqu'en subsurface selon une courbe en chaînette essentiellement selon une courbure continûment variable, jusqu'aux deux dits deuxièmes flotteurs (2b1, 2b2), - les deux dits deuxièmes flotteurs (2b1, 2b2) étant fixés respectivement aux deux dits premiers flotteurs (2a1, 2a2). 11. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 10 caractérisée en ce que lesdits flotteurs sont fixés entre eux au niveau de 2 points sur chaque flotteur distant verticalement de manière à solidariser leurs mouvements respectifs, de préférence 2 points (6-1,6-2) proches respectivement des extrémités supérieure et inférieure des bidons cylindriques constituant lesdits flotteurs. 12. Installation de liaison fond-surface selon l'une des revendications 1 à 11 caractérisée en ce que les au moins deux dits flotteurs fixés ensemble sont insérés à l'intérieur d'un écran périphérique de forme hydrodynamique, de préférence cylindrique. 13. Procédé de pose en mer d'une installation selon l'une des revendications 1 à 12 caractérisé en ce qu'il comprend les étapes dans 30 lesquelles: 1) on assemble depuis un navire de pose (13) en surface un dit riser (la) que l'on descend et ancre au fond de la mer à une dite première embase (3a) et que l'on tensionne en tête par un dit premier flotteur immergé en subsurface, et l'on relie l'extrémité inférieure dudit riser à l'extrémité d'une dite première conduite sous- marine (10a) reposant au fond de la mer, et 2) on assemble depuis un navire de pose (13) en surface une dite deuxième conduite rigide (1 b) que l'on tensionne en tête par un dit deuxième flotteur immergé en subsurface, et le cas échéant lorsque ladite deuxième conduite rigide est un riser vertical, on relie l'extrémité inférieure dudit riser à l'extrémité d'une dite deuxième conduite sous-marine (10b) reposant au fond de la mer, et l0 3) on rapproche et on fixe l'un à l'autre lesdits premier et deuxième flotteurs, et 4) de préférence on stabilise ledit premier flotteur par au moins un dit premier et/ou deuxième lien (9-1,9-2) et 5) on pose les dites conduites de liaison (4a,4b) entre lesdits riser et 15 deuxième conduite rigide d'une part et un même dit support flottant d'autre part. 14. Procédé d'exploitation de champ de pétrole à l'aide d'au moins une installation selon l'une des revendications 1 à 12 dans lequel on transfert des fluides entre un support flottant et des conduites sousmarines reposant au fond de la mer, fluides comprenant du pétrole. 15. Procédé d'exploitation selon la revendication 14 caractérisé en ce que l'on met en ceuvre une pluralité de dites installations, de préférence de 3 à 20 dites installations.