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Akpo Flex Joint Repairs
Réparation sous-marine de raccords de joints flexibles

Un projet présenté par Daniel Byrd, Ludovic Assier, Jean-Michel Aubert, Yves Furmanowski et Eric Oguama

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Daniel Byrd

Offshore Profond

Il arrive que des joints et des brides soient défaillants. Ces défaillances sont d’autant plus graves lorsqu’ils surviennent sur des installations offshore, en particulier sous-marines, menaçant potentiellement la sécurité et l’environnement, sans parler des pertes de production. Le cas s’est présenté pour Total E&P Nigeria : au cours d’une inspection de routine, des fuites ont été constatées au niveau de deux flexjoints situés à l’extrémité supérieure des risers d’injection d’eau raccordés au FPSO d’Akpo. En l’absence d’intervention, l’une ou l’autre de ces fuites auraient pu entraîner une défaillance lourde de conséquences. Avec une solution retenue à la fois inventive et de rupture, l’origine du problème a été identifiée et la réparation a pu être effectuée sans perte de production ni dégât pour l’environnement marin.

Fuite d'une bride sur le FPSO d'Akpo

Le FPSO d’Akpo est ancré par 1 300 mètres de fond au large du Nigeria. Les pipelines sous-marins sont reliés au FPSO au moyen de risers caténaires en acier (SCR), eux-mêmes connectés aux topsides à l’aide de joints flexibles. Ces flexjoints supportent le poids des SCR, qui s’élève à environ 200 tonnes, ainsi que le transfert de liquide à une pression avoisinant 25 MPa. Au cours d’une inspection sous-marine de routine en 2016, des fuites ont été découvertes sur deux d’entre eux. Après enquête, il a été établi que des joints toriques (joints d’étanchéité) mal dimensionnés en étaient à l’origine. Une enquête plus poussée incluant une inspection ultrasonique spécialement conçue pour l’occasion par IS Industrie a non seulement confirmé la source et la cause de ces fuites, mais a aussi révélé que ces dernières provoquaient une érosion par cavitation qui risquait d’entraîner une défaillance lourde de conséquences si rien n’était fait pour remédier à la situation. L’enquête a montré que ces joints d’étanchéité « non conformes » avaient été installés sur l’ensemble des flexjoints d’injection d’eau, mais heureusement pas sur ceux des risers de production, d’injection de gaz et d’export de gaz.

Une réparation innovante menée in situ et sans perte de production

En conclusion, une intervention était nécessaire pour corriger et/ou réparer les quatre flexjoints d’injection d’eau. En raison de la nature agressive de la fuite, cette réparation ne pouvait attendre. Total s’est alors fixé un délai de six mois, même si la solution technique n’existait pas encore. En temps normal, le remplacement d’un joint d’étanchéité aurait été une opération de routine. Cependant, la dégradation de la surface métallique des brides nécessitait un remplacement ou une réparation. Cela ne pouvait se faire de manière simple : si la partie supérieure du joint, qui faisait partie d’une bobine de remplacement, pouvait être changée, la partie inférieure était fixée au flexjoint et imposait une réparation in situ.

Une solution technique consistant à recourir à des plongeurs pour effectuer un usinage sous l’eau a été étudiée, mais après plusieurs mois de planification et d’essais, il a fallu se rendre à l’évidence que cette méthode ne pourrait fonctionner car l’outil d'usinage n’était pas manipulable par les plongeurs.

 

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La solution retenue

La solution technique finalement retenue a constitué à effectuer une réparation à l’aide d’un matériau composite en époxy et d’un joint d’étanchéité hybride élastomère-acier. Ce type de joint a été choisi car les feuillets d'acier limitent la relaxation de contrainte (fluage) à des pressions très élevées. Le joint devait être assez robuste pour résister à une certaine déformation de la surface. Son installation devait se faire sous l’eau, et il fallait donc chasser l’eau de la gorge du joint durant le serrage afin d'éviter que de l’eau captive ne cause une surpression et n’endommage le joint d’étanchéité (incompressibilité de l’eau).

Nous avons eu recours à notre filiale Hutchinson pour la conception sur mesure de ce joint d’étanchéité aussi spécifique.

Le joint hybride s’est montré suffisant pour des déformations de surface inférieures ou égales à 1 mm x 1 mm. Au-delà, le matériau époxy devait compenser les déformations et anomalies résultant de l’érosion par cavitation. Une technique simple et peu coûteuse récemment développée sur le projet Moho Nord, la « plasticine sous-marine », a été utilisée pour évaluer le degré d’érosion. Nous avons fait appel à 3X Engineering pour développer le mastic composite en époxy, un matériau généralement utilisé pour la réparation des pipelines. Mais cette approche a imposé un grenaillage sous-marin préalable afin de faciliter l’adhérence du mastic qui doit résister à une force compressive de 70 Mpa imposée par le joint d'étanchéité. Celui-ci a dû ensuite être appliqué par des plongeurs, avec un temps de séchage d’au moins une heure pour rester suffisamment malléable pendant l’application. Cette opération a duré moins de 8 heures.

En l’espace de quelques mois seulement, nous avons réussi à développer une procédure de réparation innovante pour remédier à un risque d’atteinte majeur à l’intégrité de l’installation, sans accident avec arrêt ni incidence sur la production du FPSO. La robustesse de la réparation a fait l’objet d’inspections régulières et aucun signe de dégradation n’a été constaté. Il est intéressant de noter que d’autres compagnies de notre industrie ayant été confrontées au même problème se sont depuis rapprochées de nous, pour éventuellement recourir à cette solution.

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