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México, D.F DICIEMBRE DE 2012.
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN
UNIDAD PROFESIONAL “ADOLFO LÓPEZ MATEOS”
“ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN OLEOGASODUCTO DE 20” X 7.0 KM
QUE SALE DE LA PLATAFORMA KAMBESAH HACIA LA PLATAFORMA
KUTZ-TA EN EL GOLFO DE MÉXICO”.
T E S I S
PARA OBTENER EL GRADADO DE
MAESTRO EN CIENCIAS
CON LA ESPECIALIDAD DE
INGENIERÍA MECÁNICA
P R E S E N T A
ING. LUIS OMAR REYNOSO MARTÍNEZ
DIRECTORES: DR. LUIS HÉCTOR HERNÁNDEZ GÓMEZ
DR. MARTÍN DANIEL TREJO VALDEZ
INSTITUTO POLITECNICO NACIONALSECRETARiA DE INVESTIGACION Y POSGRADO
En la Ciudad de Mexico, D. F. siendo las 13:30 horas del dia 05 del mes de
Diciembre del 2012 se reunieron los miembros de la Comisi6n Revisora de la Tesis, designada
por el Colegio de Profesores de Estudios de Posgrado e Investigaci6n de E.S.I.M.E.
para examinar la tesis titulada:"ANALISIS DE ESFUERZOS EN OLEOGASODUCTOS DE 20"0 X 7.0 KM QUE SALE DE LA
PLATAFORMA KAMBESAH HACIA LA PLATAFORMA KUTZ-TA EN EL GOLFO DE MEXICO".
Presentada por el alumno:REYNOSO MARTiNEZ LUIS OMARApellido paterno Apellido materna Nombre(s)
MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERIA MECANICA
Despues de intercambiar opiniones los miembros de la Comisi6n manifestaron SU APROBAC/ON DELA TES/S, en virtud de que satisface los requisitos ser'ialados por las disposiciones reglamentariasvigentes.
LA COMISIGN REVISORADirectores de tesis
Tercer Vocal
DRA. Es'JJ.LUGO GONZALEZ
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL SECRETARÍA DE INVESTIGACIÓN Y POSGRADO
CARTA CESIÓN DE DERECHOS
En la Ciudad de México, D.F. el día 05 del mes de Diciembre del año 2012, el que suscribe
Luis Ornar Reynoso Martínez alumno del Programa de Maestría en ciencias en ingeniería
mecánica, con número de registro A l 10581, adscrito a La sección de estudios de posgrado
e investigación E.S.I.M.E. Unidad Zacatenco, manifiesto que es el autor intelectual del
presente trabajo de Tesis bajo la dirección de los Dr. Luis Héctor Hernández Gómez,
Dr. Martin Daniel Trejo Valdez y cede los derechos del trabajo titulado "Análisis de
esfuerzos en oleogasoducto de 2Q"0 x 7.0 km que sale de la plataforma Kambesah hacia la
plataforma Kutz-TA en el Golfo de México", al Instituto Politécnico Nacional para su
difusión, con fines académicos y de investigación.
Los usuarios de la información no deben reproducir el contenido textual, gráficas o datos
del trabajo sin el permiso expreso del autor y/o directores del trabajo. Este puede ser
obtenido escribiendo a la siguiente dirección o_reynoso2005(g),hotmail.com. Si el permiso
se otorga, el usuario deberá dar el agradecimiento correspondiente y citar la fuente del
mismo. /
Nomprey írma del alumno
MAESTRIA EN CIENCIAS DE LA INGENIERIA MECANICA I
AGRADECIMIENTOS
A mis directores de tesis, Dr. Luis Héctor Hernández Gómez y
Dr. Martin Daniel Trejo Valdez.
Al Instituto Politécnico Nacional, ESIME Zacatenco y la Sección de
Estudios de Posgrado e Investigación (SEPI)
Al Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT)
A la comisión revisora
Dr. Guillermo Urriolagoitia Calderón
Dr. Carlos Torres Torres
Dr. Luis Héctor Hernández Gómez
Dr. Martín Daniel Trejo Valdez
Dra. Esther Lugo González
Dr. Guillermo Urriolagoitia Sosa
A todos los que de alguna manera colaboraron para la realización
de este trabajo, Gracias…
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA II
DEDICATORIA
A mi Abuelo (R.I.P.)
Luis Reynoso Jiménez Por darme un ejemplo de fuerza, honestidad y perseverancia.
A mi esposa Jessica Álvarez Rodríguez
Por el apoyo brindado y el gran sacrificio en estos dos años de maestría, gracias por todo el amor.
A mis hijos Zyanya Ximena Reynoso Álvarez
Omar Reynoso Álvarez Por el gran soporte en estos años difíciles, una meta de
Mi vida ha concluido, gracias.
A mis padres José Luis Reynoso Olivares
Alicia Martínez López Un agradecimiento muy especial por haberme dado la gran
oportunidad de prepárame.
A mi hermana, primos, tíos Por recordarme que lo que se hace en vida tendrá eco por toda la
eternidad.
A mis suegros Gracias por el gran apoyo para la culminación de estos estudios de
maestría.
ES LA EDUCACIÓN "La que genera mejores condiciones de justicia, educar evita la necesidad de castigar”.
JUSTO SIERRA
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA III
Resumen
En el presente trabajo se realizó un análisis de esfuerzos a un oleogasoducto marino de
20”, con una longitud aproximada de 7.0 kilómetros, que sale desde la plataforma
KAMBESAH hacia la plataforma KUTZ-TA, ubicada en la Sonda de Campeche del Golfo
de México. La línea marina la conforman dos tuberías denominadas cuellos de gansos, dos
ductos ascendentes, dos curvas de expansión y una línea regular. El estudio tiene la
finalidad de evaluar la integridad estructural del oleogasoducto que transporta gas-aceite
con una presión de diseño de 33 kg/cm2, y una temperatura de diseño de 80°C, bajo las
condiciones climatológicas imperantes en la zona.
El análisis numérico se realizó empleando el programa de tuberías CAESAR II, ver. 5.1, el
cual permitió desarrollar un modelo tridimensional capaz de determinar los esfuerzos y
desplazamientos presentes en el oleogasoducto de 20”, bajo la acción de cargas
ambientales, ocasionadas por el viento, corrientes y oleaje, además de cargas sísmicas. Para
el estudio se incluyeron características físicas y geométricas del ducto, como el diámetro,
espesor de pared, tolerancia a la corrosión, soportes y restricciones. Así como la interacción
suelo-tubería.
La secuencia de los análisis se puede englobar de la siguiente manera:
Para el análisis de viento:
Se determinaron las cargas de viento que afectan a la parte del oleogasoducto que
se encuentra expuesto a ráfagas con una velocidad de 200 km/hr, correspondiente a
una condición de temporada de huracanes en el Golfo de México, mediante la
implementación del código ASCE 7.
Se obtuvieron los esfuerzos, y desplazamientos presentes en los puntos terminales
como anclajes y en los puntos donde se encuentra soportada la tubería.
Se verificaron los esfuerzos permisibles ocasionados por las cargas ocasionales
provocadas por el viento de acuerdo al código ASME B31.8 Cap. VIII, para tuberías
de transporte de gas costa afuera.
Los esfuerzos ocasionados por la carga de viento se obtuvieron para las direcciones
X, Y, y 45°.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA IV
Para el análisis de sismo:
Se realizó un análisis sísmico utilizando la carga gravitacional para modelar la
estática equivalente de una carga dinámica de sismo.
El análisis del espectro de respuesta sísmica se realizó con una velocidad de 0.250g.
En concordancia con lo estipulado en la norma NRF-003-PEMEX-2007.
Se obtuvieron los esfuerzos generados por la respuesta sísmica en las direcciones
X, Z.
Para el análisis de hidrodinámico:
Se realizó el análisis de esfuerzos ocasionados por los efectos hidrodinámicos
(corriente y oleaje), bajo las condiciones de tormenta con un periodo de retorno de
10 años y 100 años respectivamente.
Los datos de la velocidad de corriente que se tomaron fueron (0% de profundidad,
50% a la mitad del profundidad del tirante y en el fondo 95% de profundidad),
estipulado en la norma NRF-013-PEMEX-2009.
Se realiza la evaluación de resultados, en los cuales se demuestra que el oleogasoducto
marino está en condiciones de soportar, un sismo de media intensidad, y un huracán
categoría 3, en la escala Saffir-Simpson con una velocidad de 200 km/hr. Considerando que
los vientos afectan la parte atmosférica del ducto, además de que el sismo y los vientos no
actúan simultáneamente. Así como la trayectoria del ducto marino cumple de acuerdo a su
condición actual del suelo, sin necesidad de instalar piedra en su trayectoria.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA V
ABSTRACT
The structural integrity of a marine pipe system, which transports oil and gas, was
determined. Its diameter is 20” and its length is 7 km. It goes from Kambesah platform to
Kutz-Ta platform in the Gulf of Mexico. This marine pipe system has two goose necks, two
raisers, two expansion loops and a regular line. The pressure and temperature of design are
33 kg/cm2 and 80ºc, respectively. The operation of such pipe system takes place under the
weather conditions of the Gulf of Mexico.
The numerical analysis was carried on with CEASAR II 5.1 code. A 3D model was
developed. The cases, which were analyzed, were wind and streams. Also, a seismic
analysis was carried on. For this purpose, the geometrical and physical characteristics of the
piping system were taken into account, such as diameter and thickness of the pipe,
corrosion thickness, supports and restrictions and the interaction between the soil and the
piping system.
Specifically, the important details of each analysis are the following:
Wind load analysis:
The gust of winds of 200 km/hr, that interact with the piping system, were
considered. This situation takes place when hurricanes are developed in the Gulf of
Mexico. ASCE 7 code recommendations were followed.
Stresses and displacements at the terminal points, supports and anchors of the
piping system, were calculated.
The resultant stresses of the wind load analysis were compared with the allowed
stresses in accordance with ASME B31.8 Cap. VIII. The code recommendations for
offshore piping system, that handle gas, were followed.
Seismic analysis:
An equivalent static load was used to simulate the dynamic seismic load.
A spectral analysis was carried on, in which an 0.25g acceleration was taken into
account. The NRF-003-PEMEX-2007 standard was followed.
The resultant stresses, that taken place, when the acceleration is along the horizontal
plane, were calculated.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA VI
Hydrodynamic analysis:
The stresses generated by hydrodynamic loads (ocean streams and waves) under
storm conditions were evaluated. The period of return for each case was 10 and 100
years, respectively.
The velocities of the streams were considered at the water surface, at the half of the
water deepness and at 95% of the total deepness. This is in accordance with the
standard NRF-013-PEMEX-2009.
In the last part of this thesis, the results are evaluated. It is demonstrated the marine piping
system has enough structural integrity. An earthquake of medium intensity and a hurricane
of category 3 in the scale Saffir-Simpson with gust winds of 200 km/hr would not cause
any damage.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA VII
Índice General
Página
RESUMEN……………………………………………………………………........... III
ABSTRACT…………………………………………………………………………. V
ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………… VII
ÍNDICE DE FIGURAS……………………………………………………………... XI
ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………………. XV
SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS…………………………………………….. XVIII
GLOSARIO…………………………………………………………………………. XX
OBJETIVOS………………………………………………………………………… XXII
JUSTIFICACIÓN…………………………………………………………………... XXIII
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………... 1
CAPÍTULO 1.- GENERALIDADES SOBRE SISTEMAS MARINOS DE
PRODUCCIÓN DE CRUDO Y GAS EN MÉXICO……………………………...
7
1.1. Breve Historia de las tuberías……………………………………………………
1
8 1.2. Hidrocarburos…………………………………………………………………… 10 1.3. El Petróleo………………………………………………………………………. 10 1.4. Infraestructura de petróleos mexicanos en el país……………………………… 12 1.4.1. Pemex y sus regiones geográficas……………………………………….. 12 1.4.2. Región Marina Noreste………………………………………………….. 13 1.4.3. Región Marina Suroeste.…………………………………………………
Suroeste…………………………………………………...
13 1.4.4. Región Norte…………………………………………………………….. 15 1.4.5. Región Sur………………………………………………………………..
Sur………………………………………………………...
15 1.4.6. Instalaciones Petroleras………………………………………………….. 15 1.4.7. El transporte de ductos en PEMEX en cifras……………………………. 15 1.5. Cambios en el diseño de
plataformas…………………………………………….
16 1.6. Exploración y producción marina en gas y crudo………………………………. 17 1.6.1. Situación actual…………………………………………………………... 17 1.6.2. Futuro Energético………………………………………………………… 19 1.7.Tuberías y ámbito de aplicación…………………………………………………. 22 1.7.1. Clasificación de ductos marinos…………………………………………. 22 1.7.2. Expansión y Flexibilidad de Tuberías…………………………………… 24 1.8. Códigos y Especificaciones……………………………………………………... 25 1.9. Planteamiento del problema…………………………………………………….. 27
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA VIII
1.9.1. Localización del caso de estudio…………………………………………. 27 1.9.2. Descripción del proceso………………………………………………….. 28 1.9.3. Casos de estudio…………………………………………………………. 30 1.9.4. Consideraciones de carga………………………………………………... 35 1.10. Referencias…………………………………………………………………….. 40
CAPÍTULO 2.- ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN SISTEMAS DE
TUBERIAS MARINAS……………………………………………………………..
42
2.1 Consideraciones en el diseño de tuberías………………………………………... 43
2.1.1 Consideraciones sobre el diseño de la instalación………………………... 44
2.1.2 Consideraciones operacionales en el diseño…………………………….... 45
2.1.2.1 Clasificación de cargas…………………………………………… 45
2.1.3 Fuerzas consideradas durante la instalación……………………………… 47
2.1.3.1 Pandeo……………………………………………………………. 47
2.2 Análisis de esfuerzo en un ducto marino………………………………………… 47
2.2.1 Esfuerzo circunferencial…………………………………………………. 48
2.2.2 Esfuerzo longitudinal…………………………………………………….. 49
2.2.3 Esfuerzo combinado……………………………………………………... 50
2.2.4 Esfuerzo equivalente…………………………………………………….. 51
2.3 Teorías de falla………………………………………………………………….. 52
2.3.1 Materiales dúctiles……………………………………………………….. 52
2.3.2 Teoría del esfuerzo cortante máximo……………………………………. 53
2.3.3 Teoría de la energía máxima de distorsión (criterio de Von Mises)…….. 53
2.3.4 Materiales frágiles……………………………………………………….. 54
2.4 Efectos mecánicos……………………………………………………………….. 54 2.4.1 Revisión del espesor requerido por presión interna……………………... 55 2.5 Revisión de espesores por otras condiciones……………………………………. 59 2.6 Revisión por presión externa……………………………………………………. 59 2.7 Cargas de viento………………………………………………………………… 61 2.7.1 Clasificación de edificios y otros bajo efectos del viento ASCE No. 7-05 61 2.7.2 Formulación dela carga de viento……………………………...…………. 62 2.7.3 Presión del viento…………………………………………………………. 62 2.7.4 Categorías de
exposición…………...……………………………………...
63
2.8 Cargas sísmicas…………………………………………………………………... 64
2.8.1 Respuesta
sísmica………………………………………………………….
65
2.8.2 Análisis estático…………………………………………………………... 65
2.8.3 Cargas gravitacional g…………………………………………………….. 65
2.8.4 Parámetros de diseño sísmico…………………………………………….. 66
2.9 Tubería enterrada………………………………………………………………… 68
2.10 Carga hidrodinámica (ola y corriente)………………………………………….. 71
2.11 Carga hidrodinámica estática en CAESAR II………………………………….. 75
2.11.1 Implementación de la teoría de función de Stream……………………… 76
2.11.2 Parámetros hidrodinámicos……………………………………………… 77
2.12 Elementos finitos en tuberías……………………...……………………………. 77
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA IX
2.12.1 Datos de puntos y de
nodos………………………………………………
79
2.12.2 Ensambles de tuberías…………………………………………………… 80
2.13 Referencias……………………………………………………………………... 82
CAPÍTULO 3.- ANALISIS DE ESFUERZOS EN EL OLEOGASODUCTO
DE 20” X 7.0 KM DE LA PLATAFORMA KAMBESAH HACIA LA
PLATAFORMA KUTZ-TA………………………………………………………..
84
3.1 Metodología para revisión de espesores…………………………………………. 85
3.1.1 Determinación del espesor de pared mediante el código API-RP-1111…. 87
3.1.2 Determinación de espesor de pared mediante el código DNV-OS-F101… 88
3.1.3 Determinación de espesor de pared mediante el código ASME B31.8…... 91
3.1.4 Determinación de espesor de pared mediante norma NRF-013-PEMEX… 92
3.1.4.1 Ducto ascendente…………………………………………………. 92
3.1.4.2 Revisión de espesores por condiciones de instalación y operación…….. 94
3.1.4.3 Revisión por presión externa……………………………………… 94
3.1.4.4 Propagación por pandeo …………………………………………. 95
3.1.4.5 Propagación por pandeo API-RP-1111…………………………... 98
3.2 Metodología seguida en la solución de los casos de estudio mediante el
programa CAESAR II, ver. 5.1………………………………………………….. 100
3.2.1 Características del ordenador……………………………………………... 102
3.2.2 Identificación, geometría y características físicas de caso de estudio……. 102
3.2.3 Propiedades del material, código a emplear y teoría de falla……………... 109
3.2.4 Generación del modelo en el programa CAESAR II, ver 5.1…………….. 111
3.2.4.1 Caso 1 tubería cuello de ganso y ducto ascendente (plataforma Kambesah)………………………………………………………... 111
3.2.4.2 Caso 2 curva de expansión (salida Kambesah), línea regular, y
curva de
expansión (llegada a Kutz-TA)…………………………………… 133
3.2.4.3 Caso 3 ducto ascendente y cuello de ganso (plataforma Kutz-TA) 114
3.2.5 Aplicación de condiciones de frontera y carga……………………………. 116
3.2.5.1 Cargas de viento con el programa CAESAR II…………………... 117
3.2.5.2 Cargas por sismo………………………………………………….. 118
3.2.6 Resultados de análisis……………………………………………………... 118
3.2.6.1 Resultados del caso 1, tubería cuello deganso y ducto ascendente (plataforma Kambesah)…………………………………………………. 118
3.2.6.2 Resultados de análisis caso 2, curva de expansión (salida de
Kambesah), línea regular y curva de expansión (llegada Kutz-TA) 127
3.2.6.2.1 Tirante de agua y topografía del fondo marino………………. 127
3.2.6.2.2 Consideraciones del suelo……………………………………. 128
3.2.6.2.3 Datos del suelo……………………………………………….. 130
3.2.6.2.4 Análisis de sismo en tuberías…………………………………
enterradas………………………...
130
3.2.6.3 Resultados del caso 3, ducto ascendente y cuello de ganso
plataforma Kutz-TA)……………………………………………... 134
3.3 Referencias………………………………………………………………………. 139
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA X
CAPÍTULO 4.- EVALUACIÓN DE RESULTADOS…………………………… 140
4.1 Evaluación de resultados del cálculo del espesor de pared……………………… 141
4.2 Esfuerzos permisibles……………………………………………………………. 141
4.3 Evaluación de resultados del caso 1, tubería cuello de ganso y ducto
ascendente(plataforma Kambesah)…………………………………………………..
142
4.4 Evaluación de resultados caso 2, curva de expansión (salida de Kambesah),
línea regular, curva de expansión (llegada a Kutz-TA)……………………………… 147
4.5 Evaluación de resultados caso 3, ducto ascendente y tubería cuello de ganso
(plataforma Kutz-TA)……………………………………………………………...…
149
CONCLUSIONES………………………………………………………………….. 153
RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS……………………….. 156
ANEXOS…………………………………………………………………………….. 157
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XI
Índice de Figuras
Página
Introducción
Figura I. Región marina Noreste……………………………………………………. 2
Figura II. Campo Kambesah en el Golfo de México………………………………. 3
Capítulo 1
Figura 1.1 Regiones de explotación y producción de PEMEX……………………... 13
Figura 1.2 Ductos del Activo Ku-Maloob-Zaap, región marina Noreste…………… 14
Figura 1.3 Ductos de transporte de gas, condensados amargos y gas residual en la
región marina………………………………………………………………………... 14
Figura 1.4 Movimiento de crudo y productos petrolíferos (miles de barriles)……… 16
Figura 1.5 Estrategia exploratoria en aguas profundas en el Golfo de México…….. 18
Figura 1.6. Incremento de producción de crudo…………………………………….. 21
Figura 1.7 Presupuesto de inversión de PEMEX…………………………………… 22
Figura 1.8 Zonificación de una línea submarina……………………………………. 24
Figura 1.9 Mapa de localización de plataforma Kambesah y Kutz-TA en el Golfo
de México………………………………………………………………………........
28
Figura 1.10 Diagrama de tuberías e instrumentación oleogasoducto de 20” de
PP-Kambesah hacia PP-Kutz-TA…………………………………………………… 29
Figura 1.11Tubería sobre cubierta (cuello de ganso de 20”-P-1100-B53A-GC)…… 30
Figura 1.12 Ducto ascendente de 20” desde junta monoblock hasta brida
giratoria de la curva de expansión…………………………………………………...
31
Figura 1.13 Curva de expansión y línea regular de oleogasoducto de 20”, salida
de plataforma Kambesah…………………………………………………………….
32
Figura 1.14 Línea regular y curva de expansión de oleogasoducto de 20” en
llegada a la plataforma Kutz-TA…………………………………………………….
33
Figura 1.15 Ducto ascendente de 20” desde la brida giratoria de la curva de
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XII
expansión a la junta monoblock…………………………………………………….. 34
Figura 1.16 Tubería sobre cubierta (cuello de ganso de 202-P-2100-ISO-3183-3)… 35
Figura 1.17 Metodología para el desarrollo del análisis del oleogasoducto marino... 39
Capítulo 2
Figura 2.1 Fuerzas actuantes en un ducto submarino en operación………………… 44
Figura 2.2 Esfuerzos circunferenciales……………………………………………... 48
Figura 2.3 Espesor de diseño a nivel de resistencia para un coeficiente de
amortiguamiento critico de 5% ……………………………......................................
66
Figura 2.4 Tubería enterrada………………………………………………………... 68
Figura 2.5 Fuerzas laterales contra el suelo………………………………………… 70
Figura 2.6 Onda típica asociada con parámetros hidrodinámicos…………………... 72
Figura 2.7 Regiones de aplicabilidad de la función de Stream, Stokes V, y teoría de
ondas lineales………………………………………………………………………..
74
Figura 2.8 Sistema de coordenadas…………………………………………………. 78
Capítulo 3
Figura 3.1 Metodología para revisión de espesores mediante del oleogasoducto
marino..........................................................................................................................
86
Figura 3.2 Metodología para solución del caso de estudio mediante el programa
CAESAR II…………………………………………………………………………. 101
Figura 3.3 Isométrico de la tubería cuello de ganso salida dela plataforma
Kambesah……………………………………………………………………………
102
Figura 3.4 Isométrico en elevación del ducto ascendente salida de la plataforma
Kambesah…………………………………………………………………………… 103
Figura 3.5 Interconexión curva de expansión y línea regular hacia Kutz-TA……… 105
Figura 3.6 Línea regular del oleogasoducto de 20” hacia Kutz-TA……………… 105
Figura 3.7 Línea regular de 20” llegada a PP-Kutz-TA…………………………... 106
Figura 3.8 Curva de expansión llegada a PP-Kutz-TA……………………………... 106
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XIII
Figura 3.9 Isométrico en elevación del ducto ascendente llegada a la plataforma
Kutz-TA……………………………………………………………………………...
107
Figura 3.10 Isométrico de la tubería cuello de ganso salida de la plataforma
Kambesah. 108
Figura 3.11 Selección del código a emplear………………………………………… 110
Figura 3.12 Cuello de ganso………………………………………………………… 111
Figura 3.13 Modelo tridimensional ducto ascendente plataforma Kambesah……… 112
Figura 3.14 Curva de expansión salida de la plataforma Kambesah………………... 113
Figura 3.15 Línea regular hacia plataforma Kutz-TA………………………………. 113
Figura 3.16 Curva de expansión llegada a la plataforma Kutz-TA…………………. 114
Figura 3.17 Modelo tridimensional ducto ascendente llegada a la plataforma
Kutz-TA……………………………………………………………………………...
115
Figura 3.18 Modelo de la tubería cuello de ganso plataforma Kutz-TA……………. 116
Figura 3.19 Desplazamientos generados por a) carga de prueba hidrostática,
b) cargas operacionales (Peso + Temperatura + presión)…………………………...
119
Figura 3.20. Desplazamientos generados por c) carga ocasional (OPE+WIN1 en X),
d) carga ocasional (OPE+WIN2 en Z)………………………………………………………
120
Figura 3.21. Desplazamientos generados por e) Sostenida (W+P1) + sismo (U1)
en dirección X………………………………………………………………………
121
Figura 3.22 Teoría de onda de 5° orden función de Stream………………………... 123
Figura 3.23 Desplazamientos generados debido a cargas por, f) Prueba hidrostática
(WW+HP), g) operacional (W+D1+T1+P1)……………………………………….
124
Figura 3.24 Desplazamientos generados debido a cargas, h) Sostenida (W+P1),
i) Ocasional (W+T1+P1+WAV1)…………………………………………………...
125
Figura 3.25 Desplazamientos generados debido a cargas, j) Ocasional
(W+T1+P1+WAV2)…………………………………………………………………
126
Figura 3.26 Imagen del fondo marino derivado de los datos de la ecosonda
multibeam en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA………………………………
127
Figura 3.27 Mosaico marino derivado de los datos del sistema de sonar de barrido
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XIV
lateral en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA…………………………………... 128
Figura. 3.28 Datos de perfilador somero que muestran condiciones estratigráficas
someras en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA…………………………………
129
Figura 3.29 Datos de perfilador somero que muestran condiciones estratigráficas
someras en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA…………………………………
129
Figura 3.30 Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)……….. 131
Figura 3.31 Desplazamientos causados por carga sostenida (W+P1)………………. 131
Figura. 3.32 Desplazamientos causados por carga ocasional (W+P1+U1)………….. 131
Figura 3.33 Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)….......... 132
Figura 3.34 Desplazamientos causados por carga ocasional, OPE (W+P1) + carga
sísmica (U1) en dirección +X………………………………………………………..
132
Figura 3.35. Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)………. 133
Figura 3.36 Desplazamientos causados por carga sostenida (W+P1) en la curva de
expansión…………………………………………………………………………….
133
Figura 3.37 Desplazamientos causados por carga ocasional (W+P1+U1)………….. 133
Figura 3.38 Desplazamientos generados debido a cargas por, a) Prueba hidrostática
(WW+HP),b) operacional (W+T1+P1)……………………………………………...
134
Figura 3.39 Desplazamientos generados debido a cargas, c) Sostenida (W+P1),
d) Ocasional (W+T1+P1+WAV2)…………………………………………………..
135
Figura 3.40 Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas,
a) prueba hidrostática (WW+HP), b) carga operacional (W+T1+P1)………………
136
Figura 3.41 Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas
a) Sostenida (W+P1), b) Sostenida + viento (WIN2) en dirección Z……………….
137
Figura 3.42 Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas,
e) Sostenida (W+P1) + sismo (U1) en dirección X………………………………...
138
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XV
Índice de Tablas
Página
Capítulo 1
Tabla 1.1 Categorías de seguridad y servicio para líneas submarinas que
transportan gases inflamables y/o tóxicos…………………………………………...
23
Tabla1.2. Categorías de seguridad y servicio para líneas submarinas que
transportan líquidos inflamables y/o tóxicos………………………………………...
23
Tabla 1.3. Códigos y especificaciones de tuberías………………………………….. 27
Tabla 1.4 Coordenadas de la ruta del oleogasoducto de 20”…………………….. 28
Tabla 1.5 Condiciones de operación del Oleogasoducto de 20”…………………. 29
Tabla 1.6 Condiciones de diseño del Oleogasoducto de 20”……………………. 29
Capítulo 2
Tabla 2.1 Factores de diseño para tuberías costa afuera, tuberías de plataforma y
ducto ascendente……………………………………………………………………..
49
Tabla 2.2 Factores para diseño por presión interna…………………………………. 58
Tabla 2.3 Factores por temperatura para tuberías de acero…………………………. 58
Tabla 2.4 Porcentaje de tolerancia por fabricación en el espesor de pared…………. 59
Tabla 2.5 Factores de Importancia para Cargas de Viento………………………….. 63
Tabla 2.6 Constantes de categoría de exposición…………………………………… 64
Tabla 2.7 Datos numéricos del espectro de aceleraciones para un periodo de
retorno de 200 años y un coeficiente de amortiguamiento critico de 5%................... 67
Tabla 2.8 Factores de resistencia (RSR) mínimo requerido para análisis a nivel
ductilidad (Diseño)………………………………………………………………….. 67
Capítulo 3
Tabla 3.1 Soporteria del caso 1……………………………………………………… 104
Tabla 3.2 Soporteria del caso 2………………………………………………………. 109
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XVI
Tabla 3.3 Parámetros de diseño y propiedades del material…………………………. 110
Tabla 3.4 Datos hidrodinámicos…………………………………………………….. 122
Tabla 3.5 Desplazamientos considerados en el análisis…………………………….. 124
Capítulo 4
Tabla 4.1 Resultados del espesor de pared calculados mediante los diferentes
códigos………………………………………………………………………………. 141
Tabla 4.2 Esfuerzos máximos presentes por prueba hidrostática................................ 142
Tabla 4.3 Esfuerzos máximos presentes por cargas operacionales…………………. 142
Tabla 4.4. Esfuerzos máximos presentes por cargas sostenidas……......................... 143
Tabla 4.5. Esfuerzos máximos presentes por cargas ocasionales por viento en
dirección X, Z y a 45°………………………………………………………………. 143
Tabla 4.6. Esfuerzos máximos presentes por cargas ocasionales por sismo en
dirección X, y Z……………………………………………………………………... 144
Tabla 4.7. Esfuerzos máximos presentes por cargas combinadas operacional
+ viento……………………………………………………………………………… 144
Tabla 4.8. Esfuerzos máximos presentes por cargas combinadas sostenida + sismo. 145
Tabla 4.9. Esfuerzos generados en el ducto ascendente…………………………….. 147
Tabla 4.10. Esfuerzos máximos presentes por carga operacional…………………... 148
Tabla 4.11. Esfuerzos máximos presentes por carga sostenida……………………... 148
Tabla 4.12. Esfuerzos máximos presentes por combinación de cargas (SUS+OCC). 148
Tabla 4.13. Esfuerzos máximos presentes por combinación de cargas (SUS+OCC). 149
Tabla 4.14. Esfuerzos máximos presentes por combinación de cargas (SUS+OCC). 149
Tabla 4.15 Esfuerzos máximos presentes por cargas de operación………………… 150
Tabla 4.16. Esfuerzos máximos presentes por cargas sostenidas…………………… 150
Tabla 4.17 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……… 150
Tabla 4.18 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……… 151
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XVII
Tabla 4.19 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……… 151
Tabla 4.20. Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……... 151
Tabla 4.21 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……… 152
Tabla 4.23 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)
Tr-100……………………………………………………………………………….. 152
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XVIII
SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS
API American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo)
ASME American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de
Ingenieros Mecánicos.
CSS Categoría de seguridad y servicio
ASTM American Society of Testing Materials (Sociedad Americana de Pruebas de
Materiales).
MBCPED Miles de barriles de crudo pesado equivalente diario.
MBD Miles de barriles diarios
MMB Millones de barriles
MBPCED Miles de barriles de petróleo crudo equivalente
MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
MMMpc Miles de millones depies cúbicos
MMpcd Millones de pies cúbicos diarios
NMM Nivel Medio del Mar.
PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
NRF Norma de referencia
SMTS Specified Minimun Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Último
Mínimo Especificado del Tubo), en N/mm2 (lb/pulg
2).
SMYS Specified Minimun Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo
Especificado dela Tubería), en N/mm2 (lb/pulg
2).
h Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, N/mm2 (lb/pulg
2).
l Esfuerzo Longitudinal, N/mm2 (lb/pulg
2).
Esfuerzo cortante, N/mm2 (lb/pulg
2).
° Grados
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XIX
Diámetro exterior de la tubería, mm (pulg).
CD Coeficiente de Arrastre
CM Coeficiente de Inercia
CI Coeficiente de Levantamiento
F Fricción del suelo Tubería
Densidad del agua de mar
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XX
GLOSARIO
Abrazaderas: Accesorio que sirve para soportar el ducto ascendente a la pierna de la
plataforma
Abrazadera ancla: Accesorio que proporciona restricciones totales en cuanto a
desplazamientos y giros en el ducto ascendente.
Abrazadera guía: Accesorio que no proporciona restricción al desplazamiento en el eje
longitudinal del ducto ascendente.
Claro libre: Tramo o longitud de tubería que no se encuentra soportado por elementos que
restrinjan su movimiento o por el suelo marino.
Cruce submarino: Lugar donde dos ductos marinos se cruzan en su ruta.
Curva de expansión: Tramo de tubería que conecta al ducto ascendente con la línea
regular, cuya función es la de absorber desplazamientos producto de la expansión y
movimientos de la plataforma.
Defensa: Estructura que se fija a la plataforma y protege al ducto ascendente contra
impactos.
Diablo: Dispositivo o equipo que es insertado en el ducto para realizar funciones de
limpieza e inspección del mismo
Ducto o línea: Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas,
accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, entre otros, sujeto a presión y por
medio del cual se transportan hidrocarburos (liquido o gases) y otros fluidos.
Ducto ascendente: Tramo de tubería que se conecta a la trampa de diablos o tubería de
cubierta con la curva de expansión.
Esfuerzo de cedencia mínimo especificado (SMYS): Es la resistencia a la cedencia mínima
indicada por las especificaciones del fabricante dela tubería, en N/mm2 (lb/pulg
2).
Esfuerzo de tensión último mínimo especificado (SMTS): Es la resistencia última a la
tensión indicada por las especificaciones del fabricante de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg
2).
Fase de instalación: Es el periodo de tiempo comprendido desde el tendido de la línea
submarina hasta el inicio del transporte de fluido.
Fase de operación: Es el periodo de tiempo comprendido desde el inicio de transporte del
fluido hasta el final de la vida útil de la línea submarina.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXI
Junta aislante: Accesorio que sirve para aislar eléctricamente a la tubería aérea de la
sumergida
Línea regular: Sección de tubería comprendida entre la curvas de expansión.
Línea restringida: Tubería en la cual el suelo o los soportes restringen el desplazamiento
axial o lateral de ésta. Cualquier tramo enterrado se considera línea restringida. El ducto
ascendente y la curva de expansión no se consideran líneas restringidas.
Pandeo global: Modo de pandeo que afecta una longitud determinada de la tubería,
normalmente incluye varias uniones soldadas y no implica deformaciones de la sección
transversal dela tubería.
Presión de diseño: presión interna a la que se diseña e ducto y es igual a 1.1 veces la
presión de operación máxima.
Presión de operación máxima: es la presión máxima a la que se espera que un ducto sea
sometido durante su operación.
Presión hidrostática: Es la por efecto de la columna hidrostática de agua medida desde el
lecho marino al nivel medio del mar, más el material de relleno sobre la tubería, en el caso
de ductos enterrados.
Presión hidrodinámica: Es la presión por efecto de la columna de agua correspondiente a
las condiciones hidrodinámicas de marea más el 70% de la columna hidrodinámica de agua
debido al oleaje asociado al periodo de recurrencia del diseño aceptado.
Presión externa (Pext). Es la suma de la presión hidrostática más la presión hidrodinámica.
Presión interna (Pint): Es la presión generada por las paredes internas dela tubería por
efecto del fluido transportado.
Presión de propagación (Pp). Es la capacidad característica para continuar una
propagación de pandeo a lo largo de la tubería.
Tubería de cubierta: Tubería localizada en la cubierta de la plataforma a partir de la trampa
de diablos o dela primera válvula de bloqueo sobre cubierta.
Trampa de diablos (Lanzador/Recibidor): Equipo para fines de envío o recibo de diablos.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXII
OBJETIVOS
Evaluar la integridad estructural del oleogasoducto de 20” x 7.0 kilómetros
aproximadamente, que sale de la plataforma KAMBESAH hacia la plataforma KUTZ-TA
en la zonda de Campeche del Golfo de México, bajo las condiciones climatológicas
imperantes en la zona. En función a lo planteado el análisis numérico se realizará
empleando el programa de tuberías CAESAR II Ver 5.1, el cual permite determinar los
esfuerzos en el oleogasoducto, y servirá para determinar en el análisis las cargas de prueba
hidrostática, operación, sostenidas y ocasionales.
Objetivos Específicos
1) Verificar el espesor mínimo requerido del ducto ascendente bajo los efectos de
presión interna (Pi), presión externa (Pe), y propagación de pandeo (Pp).
2) Analizar los esfuerzos presentes en la tubería sobre cubierta (cuello de ganso), ducto
ascendente y curva de expansión de 20” a instalarse en la plataforma
KAMBESAH en el Golfo de México, con un tirante de agua de 45.800 metros. Se
evaluarán cargas estáticas y las condiciones de viento y oleaje bajo las tormentas
(Tr-10 años, Tr-100 años) [1], empleando un programa con base en el método del
elemento finito.
3) Establecer el correcto lineamiento de análisis de esfuerzos en un oleogasoducto
submarino de 20” (línea regular), material L-360 (X-52), con un espesor de 0.469
pulgadas, que será instalado desde la plaforma KAMBESAH hasta la plataforma
PP-KUTZ-TA; evaluando el sistema con las condiciones geológicas del reporte
emitido del corredor marino donde será instalado dicho oleogasoducto.
4) Analizar los esfuerzos presentes en la tubería sobre cubierta (cuello de ganso), ducto
ascendente y curva de expansión de 20” a instalarse en la plataforma KUTZ-TA
en el Golfo de México, con un tirante de agua de 49.000 metros. Se evaluarán
cargas estáticas y las condiciones de viento y oleaje bajo las tormentas (Tr-10 años,
Tr-100 años).
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXIII
JUSTIFICACIÓN
Las metas en México por parte de Petróleos Mexicanos (PEMEX) es aumentar la
producción de crudo de 2,576 MMbd1 a 2,675 MMbd para el 2014, además de alcanzar
una tasa de restitución de reservas 1P2 de 100% a partir del 2012, incorporar producción
proveniente de nuevos descubrimientos a partir del 2013, incluyendo la producción de gas
procedente de aguas profundas en 2015. [2]
Los tres objetivos fundamentales de la estrategia nacional de energía que se asocian
directamente con el eje rector de seguridad energética son: "Restituir reservas, revertir la
declinación de la producción de crudo y mantener la producción de gas natural". Este
objetivo impacta las metas exploratorias de Petróleos Mexicanos y en particular las de la
cuenca del Golfo de México Profundo, motivo por el cual, PEMEX Exploración y
Producción, (PEP), ha establecido una estrategia exploratoria que permitirá evaluar el
potencial petrolero estimado en 29 mil 500 millones de petróleo crudo equivalente y que
representa más del 50 por ciento del total de los recursos prospectivos del país [3].
Con el propósito de restituir reservas fue descubierto en agosto de 2008, el campo de
KAMBESAH. Este se ubica al sur del campo KUTZ y al noreste del campo IXTOC en la
sonda de Campeche; se espera que la producción máxima alcance los 13 mil 700 barriles de
crudo diarios y los 9.3 Mpcd3 de gas natural, con una reserva estimada en los 24 millones
de barriles [4].
Derivado de lo anterior y con la finalidad de optimizar las condiciones de operación y
transporte de hidrocarburo en el campo KAMBESAH, localizado en la sonda de Campeche,
PEMEX Exploración y producción (PEP), construirá tres ductos marinos.Uno de ellos es
un Oleogasoducto de 20” x 7.0 km de longitud, que saldrá desde cubierta de la
plataforma de perforación KAMBESAH, hacia la plataforma KUTZ-TA, el cual es el
objeto de nuestra investigación.
En este trabajo se analizarán los esfuerzos presentes en el Oleogasoducto submarino, así
como los requisitos mínimos en el análisis del ducto [1, 5], a fin de garantizar su integridad
ante diferentes efectos mecánicos e hidrodinámicos, con el propósito de reducir la
posibilidad de la pérdida de vidas humanas, daño ecológico, pérdidas económicas y daño
físico de las instalaciones durante su vida útil.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXIV
En la actualidad el diseño de ingeniería exige que cumpla con condiciones de operación
cada vez más críticas, de ahí la necesidad de contar con métodos de análisis más exactos, y
que involucren el mayor número de parámetros.
En los años recientes el Método del Elemento Finito (MEF), es una herramienta de cálculo
primordial, el cual se emplea en soluciones de diversos tipos en problemas de ingeniería,
debido a las múltiples ventajas que ofrece. En este trabajo el sistema a analizar está
compuesto por un gran número de elementos de tubería, lo que implica una formulación
matricial con un manejo de elevado número de datos, por esta razón se utilizará un
programa de computo para analizar esfuerzos.
De tal manera el presente trabajo se realizará de forma numérica mediante el apoyo de un
programa para análisis estructural de tuberías, denominado CAESAR II Ver. 5.1, el cual
utiliza elemento finitotridimensional ensamblado y conectado por nodos, para la solución
de este tipo de sistemas, debido a lo complejo que resultaría hacerlo manualmente hemos
seleccionado esta manera de solución.
Debido a la veracidad de la información a utilizar [6], el análisis propuesto cuenta con los
requerimientos y acorde con la preparación de ingenieros especialistas para materializar el
agresivo programa de infraestructura, así como propiciar el desarrollo tecnológico
acelerado para estar en condiciones de enfrentar los retos y demandas que el país necesita
en el sector energético y mirando hacia la intensificación de la investigación aplicada en
aguas profundas.
Los resultados obtenidos se compararan con los valores permisibles de esfuerzos
estipulados en código ASME B31.8, capitulo VIII, en el cual se apoya el diseño del
oleogasoducto submarino.
En la sección de Posgrado de ESIME Zacatenco, se han realizado numerosos trabajos de
análisis de esfuerzos; en el ámbito costa afuera y en particular una línea submarina aún no
se ha realizado; solo se ha realizado el análisis de esfuerzos estáticos de un nodo de seis
elementos de la subestructura (jacked) de una plataforma de producción tipo octópodo fija
PB-KU-S, siendo el autor de esta última el ingeniero Rafael Carrera Espinoza [7].
Además del análisis del comportamiento mecánico de una línea de transporte de vapor ante
la presencia de esfuerzos generados por cargas sísmicas y de viento, siendo el autor el
ingeniero Nefi David Pava Chipol [8].
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXV
_____________________________________ 1 Millones de barriles diarios
2 Cantidades estimadas de aceite, crudo, gas natural y líquidos del gas natural mediante datos
geológicos que demuestran la certidumbre que serán recuperados en años futuros. 3 Millones de pies cúbicos diarios
REFERENCIAS
[1] Norma PEMEX No. NRF-013-PEMEX-2009, “Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de
México”.
[2] http://www.ri.pemex.com/files/content/Pemex_Outlook_E_20110901_Inversionistas_ri.pdf
[3] http://www.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=145&catID=14223
[4] http://www.bnamericas.com/news/petroleoygas/Pemex_apunta_a_produccion_maxima_de13,700b_d_en_
campo_Kambesah
[5] Código ASME B.31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping System”, 2007.
[6] http://www.pemex.com, disponible en:
http://www.pep.pemex.com/Licitaciones/Lists/LISTA/DispForm.aspx?ID=321&Source=http%3A
%2F%2Fwww%2Epep%2Epemex%2Ecom%2FLicitaciones%2FPaginas%2Flicitaciones%5Fen%5
Fconcluidas%2Easpx
[7] Rafael Carrera Espinoza, “Análisis de esfuerzos estáticos de un nodo de seis elementos de la
subestructura (jacked) de una plataforma de producción tipo octópodo fija PB-KU-S”, México
2007.
[8] Nefi David Pava Chipol, “Análisis del comportamiento mecánico de una línea de
transporte de vapor ante la presencia de esfuerzos generados por cargas sísmicas y de
viento”, México 2012.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 1
Introducción
Por medio de los mantos petrolíferos ubicados en el Golfo de México, los hidrocarburos se
obtienen mezclados en dos fases (líquido-gas), en los equipos superficiales. Para poder
incrementar la energía que permita recolectar y transportar estos fluidos a los centros de
distribución, comercialización, y procesamiento, es necesario contar con los ductos
submarinos para realizar dichas tareas.
En la industria petrolera, dependiendo del fluido que se trasporta, se les da nombre a los
ductos. En caso de transportar gas son conocidos como gasoductos, en caso de aceite son
oleoductos, para transporte de mezcla de gas y aceite es conocido como oleogasoductos.
Cuando se transporte nitrógeno se le conoce como nitrogenoducto y para mover gasolinas
se requieren gasolinoductos.
Aún con la madurez alcanzada en las diferentes cuencas productoras de México, la
exploración sigue aportando nuevos yacimientos tan diversos en su composición, como los
crudos pesados y el gas natural no asociado. Durante 2010 la exploración reflejó resultados
tangibles para Petróleos Mexicanos, logrando incorporación de reservas originales totales o
3P de 1,437.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente [1].
Dentro de la región marina Noreste, se centra el alcance de nuestro trabajo.
Geográficamente, se localiza en el Suroeste de la República Mexicana, en aguas
territoriales nacionales, frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana
Roo. Abarca una superficie aproximada de 166,000 kilómetros cuadrados e incluye parte de
la plataforma continental y el talud del Golfo de México. La figura I muestra la localización
geográfica de la región. [2]
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 2
Figura I. Región marina Noreste [3]
La región Marina Noreste está constituida por los campos activos integrales: Cantarell y
Ku-Maloob-Zaap. Uno de los objetivos estratégicos de PEMEX es la incorporación de
volúmenes de hidrocarburos orientados a restituir la producción de los yacimientos
existentes mediante adiciones exploratorias [2]; Durante 2010, resultó exitosa al
descubrirse el campo Utsil, además de incorporarse volúmenes adicionales en campos
existentes. Del mismo modo, ha permitido colocar al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap
como el primer productor a nivel nacional [3].
Actualmente la región administra 28 campos con reservas remanentes, 14 de los cuales
registran, al 1 de enero del 2011, producción: 9 campos en Cantarell y 5 campos en Ku-
Maloob-Zaap, con una producción anual durante el año 2010 de 510.0 millones de barriles
de aceite y 578.0 millones de pies cúbicos de gas natural, lo que significó aportar 54.2 % y
22.6 % de la producción nacional de aceite y gas, respectivamente [3].
Los campos que no se encuentran en explotación al 1 de enero del 2011 son Kambesah y
Uán en Cantarell y Ayatsil, Baksha, Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tekel, Tson,
Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap.
En el campo Kambesah surge el alcance del presente trabajo. Se localiza en aguas
territoriales del Golfo de México, como se muestra en la Figura II. También está
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 3
aproximadamente a 92 kilómetros al Noreste de Ciudad del Carmen, Campeche, al
Occidente de la Plataforma de Yucatán y 5.3 kilómetros al Noreste del campo Ixtoc, en un
tirante de agua de 55 metros. El pozo Kambesah-1 descubrió un yacimiento de aceite
ligero de 309 grados API, en aguas someras del Golfo de México, dentro de rocas de edad
Cretácico Superior (Brecha) [4].
Figura II. Campo Kambesah en el Golfo de México [4].
La producción de Kambesah se enviará mediante un oleogasoducto de 20” x 7.0 km, a la
plataforma Kutz-TA, y de ahí a la plataforma Akal-TJ, de tal manera que el objetivo
general de esta tesis es evaluar la integridad estructural del oleogasoducto de 20” x 7.0
kilómetros de longitud aproximadamente.
Los conocimientos y habilidades así como la experiencia de los especialistas se combinan
con la infraestructura tecnológica de cálculo y diseño, las prácticas de ingeniería, códigos,
estándares, normas y procedimientos de trabajo para generar especificaciones de equipos y
materiales, planos y otros documentos de ingeniería de detalle indispensables para la
ejecución de los proyectos e instalaciones costa afuera.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 4
Un aspecto importante que debe considerarse durante la etapa de ingeniería, tomando en
consideración que las tuberías representan aproximadamente el 50% del equipo necesario
para realizar el proceso y operación de una plataforma petrolera, es el que se refiere al
análisis de flexibilidad y esfuerzos en un sistema de tuberías.
El análisis de esfuerzos de un sistema de tuberías en instalaciones petroleras implican el
cumplimiento simultáneo de diversas condiciones tanto estructural, de proceso, y de
operación, esto, se logra mediante un proceso de análisis iterativo, sin llegar precisamente a
una optimización, el cual se suspende cuando se satisfacen las limitaciones y restricciones
impuestas. Para lograr lo anterior, es preciso que el especialista en el análisis adquiera una
experiencia, destreza y conocimientos sólidos sobre comportamiento estructural de sistemas
de tuberías.
Así, actualmente para el análisis de flexibilidad y esfuerzos de ductos se dispone de
diversos programas de cómputo, algunos más completos que otros, que se apoyan en bases
de datos y que algunos cuentan con interfaces con los sistemas CAD.
Las técnicas y metodologías de análisis que utilizan los diversos programas de cómputo son
prácticamente las mismas, pues se basan en el método de rigidez, y tienen la capacidad de
incluir ciertos efectos especiales y, muy importantes, que muchas veces tienen gran
influencia en el comportamiento de sistemas de tuberías críticos, tales como: la flexibilidad
de las boquillas y del equipo, la flexibilidad de apoyos y soportes, la flexibilidad de
intersecciones entre tuberías, la fricción de apoyos. Y las condiciones ambientales tales
como la acción del viento, oleaje, y los eventos sísmicos.
Hay poca investigación publicada directamente aplicable a los efectos del viento sobre
estructuras comunes a las instalaciones de proceso industrial. La práctica actual, en gran
parte del mundo para la estimación de cargas de viento sobre estructuras petroquímicas, se
encuentran en la guía publicada por ASCE [5], “Cargas de viento y pernos de anclaje para
el diseño para instalaciones petroquímicas” (1997). Este documento está destinado a ser
utilizado como un compañero de ASCE 7 [6], y como tal, proporciona coeficientes de
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 5
fuerza y referencia de áreas para bastidores de tubos, bandejas de cables, marcos abiertos,
recipientes verticales, horizontales, y esféricos.
Por lo anterior, el análisis de esfuerzos del oleogasoducto objeto de este trabajo se realizará
con un programa de cómputo reconocido a nivel internacional como es el CAESAR II ver.
5.1 [7]. El trabajo de estudio se estructuró en cuatro capítulos descritos a continuación.
Capítulo 1 “Generalidades sobre sistemas marinos de producción de crudo y gas”, donde se
presenta una breve descripción de la historia de las tuberías, antecedentes del petróleo, así
como la infraestructura con la que cuenta Petróleos Mexicanos (PEMEX), sus regiones
geográficas y el futuro energético en nuestro país. Además de presentar el caso de estudio y
justificación de este trabajo.
Capítulo 2 “Análisis de esfuerzos en sistemas de tuberías marinas”, se indican las
consideraciones sobre el diseño de tuberías, clasificación de cargas, tipos de esfuerzos
presentes en un ducto marino, teorías de falla, efectos mecánicos y los fundamentos de
cargas ambientales como el viento y sismo, además efectos hidrodinámicos. También se
hace mención de elementos finitos aplicables en tuberías.
Capítulo 3 “Análisis de esfuerzos en oleogasoducto de 20” x 7.0 km de la plataforma
Kambesah hacia la plataforma Kutz-TA”, se realiza la verificación del espesor mínimo
requerido de acuerdo a las normas vigentes, al igual que el análisis de esfuerzos a lo largo
del oleogasoducto mediante un análisis numérico y modelado con el apoyo del programa
CAESAR II, ver.5.1.
Capítulo 4 “Evaluación de resultados”, se exponen y se analizan los resultados obtenidos
en los diferentes casos de carga aplicados.
Finalmente se presentan conclusiones y recomendaciones para trabajos futuros.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 6
Referencias
[1] Las reservas de hidrocarburos de México, evaluación al 1 de Enero de 2011. p-33
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=134&catID=12201#2011
[2] Las reservas de hidrocarburos de México, evaluación al 1 de Enero de 2011. p-59
http://www.pemex.com/index.cfm?action=mapa
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=134&catID=12201#2011
[3] Las reservas de hidrocarburos de México, evaluación al 1 de Enero de 2011. p-60
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=134&catID=12201#2011
[4] Descubrimientos Petróleos Mexicanos, comunicación social, 2009.
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=145&catID=13282&content
ID=20931&media=pdf
[5] Sociedad Americana de Ingenieros Civiles (ASCE), “cargas de viento y pernos de
anclaje para el diseño para instalaciones petroquímicas”, 1997
[6] American Society of Civil Engineers (ASCE), “Minimun Design Loads for Buildings
and Other Structures”, 2005.
[7] Programa para análisis de esfuerzos en tuberías CAESAR II, COADE Inc.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 7
“GENERALIDADES SOBRE SISTEMAS
MARINOS DE PRODUCCIÓN DE
CRUDO Y GAS EN MÉXICO”
CAPÍTULO 1
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 8
1.1 BREVE HISTORIA DE LAS TUBERÍAS
Nuestros antepasados usaban tubos de madera y de arcilla hace muchos siglos; los chinos
utilizaron tubos de bambú para distribuir el gas natural a su capital, Pekín, ya en el año 400
A.C. y 1000 años atrás, las mujeres iraquíes obligaron a sus maridos a construir acueductos
para llevar agua de los pozos. Los romanos usaban tuberías de plomo para distribuir el agua
a las ciudades altamente desarrolladas en el año 500 A.C.
El uso de tuberías de acero o de hierro comenzó en el Reino Unido en 1820. Al mismo
tiempo (1821), ahuecando troncos, se utilizaron en los Estados Unidos, para el transporte de
gas natural, pero no fue hasta 1843 que la tubería de hierro se utilizó para reducir los
peligros obvios. La industria del petróleo y del gas comenzó a usar tuberías de acero en
E.U. a mediados del año 1800. En aquellos días el petróleo se transportaba en barriles en
los ríos por las barcazas tiradas por caballos; esto era peligroso, debido a las disputas de
tiempo y mano de obra, lo que a menudo interrumpía el flujo.
En 1879, un oleoducto de 173 kilómetros, de 6 pulgadas de diámetro, fue construido en
Pennsylvania para transportar petróleo crudo, a los vehículos cisterna para el mercado de
Nueva York. Inicialmente, todos los tubos de acero utilizados tenían que ser de juntas
roscadas. Esto fue difícil de realizar en tubos grandes, ya que eran susceptibles de fugas a
alta presión. La aplicación de soldadura para unir tubos en la década de 1920 hizo posible
la construcción a prueba de fugas de alta presión en tuberías de gran diámetro.
Tuberías de larga distancia fueron una innovación en los E.U. en la década de 1940, debido
a las demandas de energía provocada por la segunda guerra mundial. Ahora la mayoría de
los países del mundo tienen un sistema de tuberías de transmisión.
El empleo del transporte de hidrocarburos y derivados a través de ductos, es reconocido
como una alternativa segura, económica en la industria petrolera, bien en actividades de
tierra o en el mar. No obstante, requiere montos de inversión inicial considerables y
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 9
erogaciones constantes para su mantenimiento y supervisión de las condiciones físicas y
mecánicas constantes para su mantenimiento.
Los ductos pueden estar enterrados, de manera subaérea o sumergidos y ser de recolección
o transporte. Se clasifican de acuerdo al producto que transportan en oleoductos,
gasoductos y poliductos. El desarrollo de nuevos proyectos de construcción de ductos en el
mundo se hace compleja, básicamente por los siguientes factores: (i). Dificultades técnicas
enfrentadas para realizar los tendidos, algunos de los cuales se llevan a cabo en el mar o
requieran evitar zonas accesibles; (ii). Complicaciones por derecho de vía; (iii). Temores
asociados a las consecuencias de posibles accidentes, y, derivado de los anteriores;
(iv). Mayores costos de construcción, administración y mantenimiento.
En general, los retos de la industria mundial de ductos se enfocan a reducir los costos por
unidad transportada, incrementar la capacidad de los volúmenes manejados, además de
instrumentar medidas para aumentar la seguridad en la operación. Se presentan además
complicaciones cuando los ductos se ubican en zonas ahora pobladas o en ambientes
marinos, estos últimos por la dinámica de las cargas a las que están sujetos los ductos por el
efecto de las corrientes submarinas y movimientos de suelos.
En cualquier empresa de la industria petrolera, el sistema de transporte, almacenamiento y
distribución es parte vital de la cadena; En México Petróleos Mexicanos, extiende las redes
de transporte y almacenamiento por todo el territorio nacional. Los campos, bosques,
selvas, desiertos, mares, playas, ríos, lagunas, poblaciones y ciudades, se convierten en el
campo de operación que permite el abasto oportuno.
La estructura de transporte de hidrocarburos por ducto a cargo de PEMEX, está
conformado por 59,913 kilómetros, de los cuales 39,882 (67%) son de transporte en
operación que varían desde 4” hasta 48” de diámetro. En el caso de PEMEX refinación,
cuenta con 5,199 km de oleoductos para suministro de crudo a seis refinerías y 8,983 km de
poliductos para transporte de refinados a terminales de almacenamiento.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 10
Por otro lado PEMEX gas posee una estructura integrada de 9,032 km de gasoductos,
3,118 km de ductos de gas LP y petroquímica básica, 498 km de ductos petroquímicos
secundarios, en tanto Pemex Exploración y Producción tiene 12,293 km de vías de
transporte, entre los que se encuentran las marinas y 18,002 km de descarga y producción
de pozos. [1.1]
1.2 HIDROCARBUROS
Son compuestos orgánicos formados con un contenido de carbón del (76 a 86%) e
hidrógeno del (14 a 24%). El hidrocarburo es de tipo orgánico y sedimentario, puede estar
en estado líquido o gaseoso. En el primer de los casos es un aceite al que también se le
conoce como crudo y al segundo como gas natural.
Según la teoría más aceptada del origen del petróleo y del gas natural, es el resultado de un
complejo proceso fisicoquímico en el interior de la Tierra, en el que, debido a la presión y
las altas temperaturas, se produce la descomposición de enormes cantidades de materia
orgánica que se convierten en aceite y gas. Esa materia orgánica está compuesta
fundamentalmente por el fitoplancton y el zooplancton marinos, al igual que por materia
vegetal y animal, todo lo cual se depositó en el pasado en el fondo de los grandes lagos y en
el lecho de los mares.
1.3 PETRÓLEO
El petróleo es la fuente de energía más importante de la era moderna, en la actualidad, no
existe otro recurso natural tan necesario como él para realizar las actividades económicas
cotidianas, fue descubierto por el norteamericano Edwin Laurentine Drake en 1859; y a la
fecha el 96% del transporte mundial requiere petróleo. [1.2]
A partir de la expropiación petrolera en 1938 en México, y durante las siguientes tres
décadas, nuestro país tuvo una producción de hidrocarburos relativamente modesta,
encaminada a cubrir el consumo interno del país. Durante ese año, se obtuvieron en
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 11
promedio, 106 mil barriles diarios. Diez años más tarde, 163 mil barriles por día y durante
la década de los sesentas, la producción alcanzó 332 mil barriles diarios, en promedio. [1.3]
Una tendencia de moderado crecimiento en la producción petrolera, con algunos altibajos,
se mantuvo hasta principios de los setenta. Conforme el país aceleró su proceso de
urbanización, la demanda por petróleo creció más rápido que la oferta, lo que llevó al país a
convertirse en un importador neto de petróleo a inicio de los setentas. A finales de los años
70 y principios de los 80, inicia la explotación de hidrocarburos en el Golfo de México.
Cantarell, el súper gigante inició producción en 1979 y rápidamente se convirtió en el
campo más importante de México.
A partir del año 1994, se reactiva la explotación de gas no asociado en la cuenca de Burgos;
en el año de 2004, Cantarell inició un proceso natural y previsto de declinación. En el 2003
se reactivaron las inversiones en explotación y en el desarrollo de otros campos,
Ku-Maloob-Zaap, Crudo ligero Marino, etc.
Al primero de enero de 2010, las reservas probadas de hidrocarburos del país ascienden a
13 mil 992 millones barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce). De éstas el 74 por
ciento corresponde a crudo; 9 por ciento a condensados y líquidos de planta; y el 16 por
ciento a gas seco equivalente a líquido [1.4].
Del total de reservas probadas, 9 mil 625.9 MMbpce o 69 por ciento son desarrolladas, es
decir, reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas
que pueden ser producidas con la infraestructura actual e inversiones moderadas. El 73 por
ciento de las reservas desarrolladas se ubican en los complejos Cantarell y
Ku-Maloob-Zaap, así como en los campos Jujo-Tecominoacan, Ixtal, Bolontikú, Caan,
May y Chuc. Regionalmente, 6 mil 138 MMbpce, equivalentes al 64 por ciento, se ubican
en los campos de las regiones marinas y 3 mil 487.7 MMbpce, equivalentes al 36 por
ciento restante, se encuentran en campos de las regiones Norte y Sur.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 12
Las reservas probadas no desarrolladas, es decir, los volúmenes que requieren de pozos e
infraestructura adicional para su producción, alcanzan 4 mil 366 MMbpce, que representan
el 31 por ciento de las reservas probadas. El 53 por ciento de estas reservas se concentran
en los complejos Ku-Maloob-Zaap y en los campos Jujo-Tecominoacan, Sihil, Tsimin,
May, Ayatsil y Yaxché. Las regiones marinas concentran 56 por ciento de esta categoría de
reservas, mientras que las regiones terrestres contienen el restante 44 por ciento [1.4].
1.4 INFRAESTRUCTURA DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL PAÍS
1.4.1. PEMEX y sus regiones geográficas
En México el organismo encargado de la exploración, explotación, transformación y
comercialización del petróleo, Petróleos Mexicanos (PEMEX) fue creado por decreto ley el
7 de junio de 1938. Es un organismo descentralizado con fines productivos, personalidad
jurídica y patrimonio propio que tiene por objeto realizar las actividades que corresponden
en exclusiva al estado en el “área estratégica del petróleo, además hidrocarburos y la
petroquímica básica de acuerdo con la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional en el
ramo del petróleo y sus reglamentos.” En este contexto Petróleos Mexicanos lleva a cabo la
exploración, explotación y demás actividades a que se refiere el artículo 2° de la ley de
Petróleos Mexicanos, y ejerce, conforme a lo dispuesto en este instrumento jurídico, la
construcción central y dirección estratégica de la industria petrolera.
Pemex Exploración y Producción (PEP) se enfoca principalmente a la exploración y
explotación del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su
comercialización de primera mano, se realizan cotidianamente en cuatro regiones
geográficas que abarcan la totalidad del territorio mexicano (figura 1.1):
Norte
Sur
Marina Noreste
Marina Suroeste
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 13
Figura 1.1. Regiones de exploración y producción PEMEX [1.5]
1.4.2 Región marina Noreste
La región marina noreste se sitúa en la plataforma y talud continental del Golfo de México,
cuenta con una extensión de 166 mil kilómetros cuadrados de aguas territoriales; está
constituida por los activos integrales Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, además de un activo
regional exploratorio. Algunos ductos de transporte se muestran en la figura 1.2 Activo
KMZ.
1.4.3 Región marina Suroeste
En un área de 352 mil 390 kilómetros cuadrados de aguas territoriales del Golfo de México,
la región marina Suroeste efectúa la explotación de hidrocarburos a través de un activo
regional exploratorio y los activos integrales Abratúm-Pol-Chuc y litoral de Tabasco. En la
figura 1.3 se observan ductos de gas en la región marina Noreste y Suroeste (Cantarell,
litoral y Abratúm-Pol.)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 14
Figura 1.2. Ductos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, región marina Noreste.
Figura 1.3 Ductos de transporte de gas, condensados amargos y gas residual en el la región
marina Suroeste.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 15
1.4.4 Región Norte
Con una extensión que abarca 25 entidades federativas, la región Norte está conformada
por tres activos integrales, Burgos, Veracruz y Poza Rica-Altamira y un exploratorio.
1.4.5 Región Sur
La región Sur tiene una superficie aproximada de 390 mil kilómetros cuadrados, y abarca
parte de los estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, así como la totalidad de Tabasco,
Campeche, Yucatán, Quintana Roo y Chiapas. Limita al norte con el Golfo de México, al
sur con el océano Pacífico y al este con el Mar caribe.
Operativamente, está dividida en un activo regional exploratorio y los activos integrales
Bellota-Jujo, Macuspana, Cinco Presidentes, Samaría-Luna y Muspac.
1.4.6 Instalaciones petroleras
Pemex cuenta actualmente con la siguiente infraestructura en el país [1.6]:
Pozos en explotación : 7,476
Plataformas marinas: 233
Refinerías: 6
Complejos procesadores de gas: 11
Complejos petroquímicos: 8
Terminales de almacenamiento y reparto: 77
Campos en producción: 405
1.4.7 El transporte de ductos en Pemex en cifras
El transporte y distribución de petróleo crudo, gas y productos derivados constituyen un
elemento estratégico de las operaciones de la industria petrolera estatal y de su cadena de
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 16
valor, ya que permite abastecer de materia prima a los procesos de transformación
industrial de las refinerías, complejos procesadores de gas y complejos petroquímicos, así
como dar salida a sus productos (Figura 1.4).
Figura 1.4. Movimiento de crudo y Productos petrolíferos (miles de barriles) [1.7]
1.5 CAMBIOS EN EL DISEÑO DE PLATAFORMAS.
La ubicación de plataformas se inició en el Golfo de México a finales del año de 1940. La
perforación y producción marina creció en la década de 1960. En el entorno con la
frontera, donde poco se sabe acerca de los detalles de la altura de las olas y las cargas de
oleaje. Con base en las prácticas de tierra se extrapolaron con aparente éxito.
Los huracanes Hilda en 1964 y Betsy en 1965 se presentaron por el Golfo de México. El
resultado fue la considerable pérdida de varias plataformas. La capacidad de los huracanes
que esta industria había experimentado era evidente, por lo cual era necesaria una
orientación para su diseño. Tras el huracán Hilda, un grupo de líderes de la industria se
reunieron para examinar cuestiones relacionadas con la práctica del diseño. Las discusiones
sobre el periodo de retorno para la altura de diseño de las olas fue uno de las principales
variaciones considerables de 25 años a 100 años.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 17
A mediados de 80’s, había varios miles de plataformas en Estados Unidos, principalmente
en el Golfo de México, plataformas de poca profundidad hasta de 1200 pies (365.76 m). El
enfoque mejoró en la comprensión del medio ambiente, el desempeño estructural en un
ambiente hostil y los métodos para diseñar de manera más adecuada, construir e instalar
plataformas en el mar.
La influencia de los terremotos, se centró en un evento en la zona norte de California. La
mayoría de los ingenieros estaban desconcertados por las imágenes del colapso de la
autopista Cypress en Oakland. Diseñado para códigos imperantes de 1950 y 1960. Estas
estructuras no eran rival para las fuerzas de un terremoto.
En la primavera de 1990, una pregunta clave para el desarrollo de un procedimiento de
evaluación para la industria de plataformas fue hecha: “un número de plataformas se han
diseñado e instalado con los códigos de 1960, la tecnología costa afuera del sur de
California. ¿El mismo destino se otorga en estas plataformas similares a las estructuras de
la autopista Cypress, en caso de un evento similar cerca de plataformas?”
En respuesta a la pregunta el subcomité del API, y en responsabilidad del API RP 2A, se
propuso a Wilfred Iwan del Instituto de Tecnología de California para encabezar un panel
de eminentes ingenieros en la evaluación sísmica; El resultado de estas exigencias culminó
con el informe THIC, del grupo integrado por Carlos Thiel, George Housner, Wilfred Iwan
y C. Allin Cosnell. Sentaron las bases para no solo evaluar las estructuras en zonas
sísmicas, si no también para el API. Esto culminó con un trabajo posterior con la emisión
de la sección 17 como un suplemento a la 20a edición del API RP 2A. El informe THIC se
publicó en 1992 [1.8].
1.6 EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN MARINO DE GAS Y CRUDO
1.6.1. Situación actual
Se encuentra en desarrollo de una estrategia para explorar la cuenca del Golfo de México
profundo, en donde se estiman un potencial petrolero de 29’500,000 barriles de petróleo
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 18
crudo equivalente y que representa más del 50% del total de los recursos prospectivos del
país [1.9].
La estrategia nacional de energía plantea que México, al igual que el resto del mundo,
enfrenta y deberá resolver fuertes e importantes retos en materia energética. En este
contexto, la secretaría de energía ha instrumentado una estrategia soportada en tres ejes
rectores: seguridad energética, sustentabilidad ambiental, eficiencia económica y
productiva.
Tres de los objetivos fundamentales de la estrategia nacional de energía que se asocian
directamente con el eje rector de seguridad energética son: "Restituir reservas, revertir la
declinación de la producción de crudo y mantener la producción de gas natural". Este
objetivo impacta las metas exploratorias de Petróleos Mexicanos y en particular las de la
cuenca del Golfo de México Profundo. Figura 1.5
Figura 1.5. Estrategia exploratoria en aguas profundas en el Golfo de México [1.10]
Además, estas actividades han permitido identificar y localizar siete provincias petroleras
en aguas profundas del Golfo de México, denominadas: Cinturón Plegado Perdido,
Provincia Salina del Bravo, Cordilleras Mexicanas, Planicie Abisal, Cinturón Plegado de
Catemaco, Provincia Salina del Istmo y Escarpe de Campeche. De estas, PEMEX
Exploración y Producción ha enfocado sus esfuerzos primordialmente en seis provincias de
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 19
las cuales, en tres ha logrado probar directamente la presencia de hidrocarburos en el
subsuelo.
En el área que comprende el Cinturón Plegado de Catemaco y el sur de las Cordilleras
Mexicanas se descubrió una provincia gasífera con recursos prospectivos en un rango de
cinco a 15 millones de millones de pies cúbicos de gas y una reserva 3P de 2.4 millones de
millones de pies cúbicos de gas. Dentro de esta área en el Campo Lakach con una
reserva de 1.3 millones de millones de pies cúbicos de gas, recientemente se terminó el
primer pozo delimitador con resultado exitoso. Esto permitirá reclasificar reservas y dar
certidumbre a su desarrollo, mismo que se plantea realizar a través de una arquitectura
submarina del tipo "Tie-back" a 55 kilómetros de la costa y en una profundidad de 1200
metros de tirante de agua, situando la planta de proceso en tierra con una capacidad inicial
para procesar 400 millones de pies cúbicos de gas por día.
En la Provincia Salina del Istmo, particularmente en el área Nox-Hux, se han descubierto
yacimientos de aceite pesado y extrapesado, que representan la continuación hacia aguas
profundas del tren productor del complejo Ku Maloob Zaap.
Por otro lado, de especial importancia se considera la Provincia Cinturón Plegado Perdido,
ya que si bien en las aguas territoriales mexicanas no se ha comprobado la existencia de
yacimientos, esta es el área más prospectiva de México, por ser la continuación de los
descubrimientos de Aceite ligero en los Estados Unidos de Norteamérica. En ella se tiene
programado iniciar la perforación de la localización Maximino-1 en el año 2011, en un
tirante de agua de 2 mil 933 metros. Esto es un reto tecnológico en su perforación y
terminación y mayor aún en caso de ser exitoso. [1.10]
1.6.2. Futuro Energético
En los próximos años, México enfrentará importantes retos de seguridad energética y
sustentabilidad ambiental, para lo cual se tiene contemplada la modernización de la
plataforma de producción y del sistema nacional de refinación a través de la
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 20
reconfiguración de las refinerías de Salamanca y Minatitlán, además de la optimización de
los trenes de coquización de Cadereyta Madero, y la construcción de la nueva Refinería
Bicentenario en Tula. Además, es necesario promover el desarrollo en la infraestructura de
gasoductos [1.11].
La refinería de Tula, Hidalgo tendrá un costo estimado de 11,610 millones de dólares,
consiste en:
Un nuevo tren de refinación con capacidad de procesamiento de 250 Mbd de crudo
tipo maya, complementado con 76 Mbd de residuo de vacío proveniente de la
refinería existente, en una configuración de alta conversión con coquización. La
nueva refinería contara con 17 plantas de proceso, principales y complementarias,
los servicios principales, tanques de almacenamiento, infraestructura e integraciones
necesarias, para la adecuada operación.
La construcción de 832 km de ductos para el transporte de crudo, gasoducto, líneas
de interconexión inter-refinerías para el transporte del residuo de vacío y productos,
así como un poliducto a la zona suroriente de Valle de México que complementará
la capacidad del sistema de transporte para el desalojo de destilados.
El plan de negocios de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios 2012-2016,
establece que el crecimiento de la demanda de petrolíferos en todo el país ha obligado a
utilizar medios de transporte de mayor costo, por ello se requiere aumentar la capacidad de
transporte por ducto.
El desarrollo económico de los países íntimamente ligado a su nivel de industrialización y
producción de bienes, para lograr un óptimo estado en dicha variable, las naciones y sus
empresas requieren de insumos industriales, donde el hidrocarburo principalmente el
petróleo son indispensables [1.12].
En los próximos años PEMEX Exploración y Producción, plantea proyectos como son:
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 21
Construcción, transporte e instalación de aproximadamente 80 plataformas de
perforación, proceso y de tipo habitacional en el Golfo de México (2011-2018).
Perforación de aproximadamente 8,850 pozos en aguas profundas, Golfo de México
B, Cinturón plegado perdido, (2011-2015).
9 proyectos integrales de exploración, región marina Suroeste (2011-2018).
Proyectos integrales de exploración, región marina Noreste (2011-2018).
Conversión de residuales, Refinería de Salamanca (2011-2016).
Proyecto Etileno XXI, (2011-2015)
Proyectos de cogeneración, (2011, 2013)
Estaciones de compresión, Veracruz-Jalapa, (2011-2013)
Construcción de ductos, Tab.-Ver.-Chiapas, (2011-2014)
Exploración y desarrollo de gas en Lutitas, (2012-2018)
Nueva refinería con capacidad de 300 mil barriles diarios de crudo, (2013-2018)
Remplazo y redundancia de ductos, al menos 20%, (2013-2018)
El reto principal es incrementar la producción de crudo costa afuera, como se muestra en la
figura 1.6
Figura 1.6. Incremento de producción de crudo [1.13].
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 22
Además Pemex contempla un presupuesto de inversión considerable, el cual se muestra en
la figura 1.7.
Figura 1.7. Presupuesto de Inversión de PEMEX [1.13]
1.7 TUBERÍAS Y ÁMBITO DE APLICACIÓN
El término tubería se define aquí como un conducto cerrado, por lo general de sección recta
circular. Puede ser hecho de cualquier material apropiado, como el acero o plástico. Se cree
que no hay ningún otro producto industrial tan relacionado con el progreso humano como el
tubo.
1.7.1 Clasificación de ductos marinos
Son tres las Categorías de Seguridad y Servicio (CSS), para el diseño de una línea
submarina, en función de tipo de fluido, de zonificación (figura 1.8), y el volumen de
producción transportado.
La zonificación de una línea submarina es la siguiente:
Zona A: Comprende la línea regular y ramales
Zona B: Comprende el ducto ascendente y la curva de expansión
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 23
Con relación al tipo de fluido que transporta se consideran dos grupos:
1. Gas: Gases inflamables y/o tóxicos de mezclas de hidrocarburos (oleogasoductos),
seleccionar de acuerdo con la tabla 1.1
2. Líquidos: líquidos inflamables y/o tóxicos. (Tabla 1.2)
La categorización de una línea especifica que transporta gas o mezcla de crudo y gas se
debe obtener el estimado de un volumen en Miles de Barriles de Crudo pesado equivalente
Diario (MBCPED); esta categorización puede ser elevada a una categoría mayor con base a
una estimación cuantitativa de riesgo y consecuencia de falla.
Nivel de producción Zona A Zona B
0-300 MBCPED Alta Muy Alta
Tabla 1.1. Categorías de seguridad y servicios para líneas submarinas que transportan gases
inflamables y/o tóxicos. [1.14]
Nivel de Producción Zona A Zona B
0-100 MBCPED Moderada Moderada
101-1000 MBCPED Muy Alta Alta
Tabla 1.2 Categorías de seguridad y servicios para líneas submarinas que transportan
líquidos inflamables y/o tóxicos. [1.14]
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 24
Figura 1.6 Zonificación de una línea submarina
Figura 1.8 Zonificación de una línea submarina [1.15]
1.7.2 Expansión y flexibilidad de tuberías.
La tubería tiene que ser diseñada para tener la flexibilidad suficiente para evitar la
expansión o contracción térmica, que cause esfuerzos excesivos en el material o la
imposición de una fuerza excesiva o momentos en los equipos y soportes. Si la expansión
no es absorbida por compresión axial directa de la tubería, la flexibilidad debe ser
proporcionada por el uso de codos, curvas, compensaciones, y en raras ocasiones por
empalmes mecánicos o acoplamientos; otras alternativas son las juntas de expansión. Uno
de los factores que puede aumentar o disminuir la flexibilidad es su configuración
geométrica.
El análisis de flexibilidad de tuberías, ó análisis de esfuerzos en tuberías, es un término
aplicado a todos aquellos cálculos y procedimientos, que tienen como objetivo evaluar los
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 25
efectos de las fuerzas o solicitaciones estáticas (derivadas de los efectos de la gravedad,
peso propio, presión interna, y cambios de temperatura) y dinámicas ( derivadas de efectos
vibratorios, sísmicos, viento, efectos de válvulas de alivio, corrientes marinas, cambios de
flujo, entre otros), sobre los sistemas de tuberías y equipos asociados. Este tipo de análisis
evalúa el rango de esfuerzos del sistema de tuberías mientras se somete a los ciclos de
operación. Del análisis de flexibilidad, resulta el diseño de los soportes a la misma tubería,
para permitir el desplazamiento de expansión ó contracción de la tubería. La consideración
fundamental es que el tipo de apoyo debe ofrecer un mínimo de restricción en el sistema, ya
que se somete a cargas cíclicas, a fin de que el rango de esfuerzos no sea excesivamente
mayor.
Después de determinar que el diseño de tuberías tiene una flexibilidad adecuada, el
diseñador es libre de utilizar a su juicio, para ubicar los lugares adecuados para los apoyos
intermedios para llevar el peso y otras cargas. La naturaleza de estas, dependerá de la
magnitud de los desplazamientos de la tubería probable que en los lugares propuestos.
Para la realización de los análisis exhaustivos (“Comprehensive análisis”), se utilizan
programas computarizados, debido a la complejidad de los cálculos, y a la gran cantidad de
tiempo que consumiría realizar los cálculos analíticamente. De estos programas existen
varios desarrollados comercialmente, tales como: ANSYS, CAESAR II desarrollado por
COADE, AUTOPIPE desarrollado por Bentley, entre otros. En México uno de los
programas más utilizados, por requerimientos de las licitaciones, es el CAESAR II, debido
a la gran cantidad de estándares con los cuales puede realizar las verificaciones de los
sistemas de tuberías, y que permite determinar cargas en las boquillas de los equipos,
análisis de cargas de viento, cargas hidrodinámicas y sismo, por mencionar algunos.
1.8 CÓDIGOS Y ESPECIFICACIONES
Han sido desarrollados códigos nacionales e internacionales para limitar el riesgo a un
mínimo razonable en los sistemas de tuberías e instalaciones relacionadas con la exposición
de los operadores y potencialmente al público en general, con riesgos inherentes del
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 26
transporte de fluido a alta presión;. Estas normas son meras directrices para el diseño y
construcción de sistemas de tuberías. Los códigos principales que afectan al diseño de
tuberías se enumeran en la tabla 1.3.
Siglas Organización
ANSI B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings
MSS SP-44 Steel Pipe Line Flanges
API 5L API Specifications for Line pipe
API 6D Specifications for Pipeline Valve, end Closures,
Connector, and Swivels
ASME B 31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons
and Other Liquids.
ANSI/B31.8 Gas Transmission, and Distributions Piping Systems
API RP 1111
Recommended Practice for Design, Construction,
Operation and Maintenance of Offshore Hydrocarbon
Pipelines.
DNV-OS-101 Offshore Standard Submarine Pipeline Systems
DNV-RP-F105 Free Spanning Pipelines
DNV-RP-F110 Global Buckling of Submarine Pipelines
API-RP-2A-WSP Recommended Practice for Planning, Designing and
Constructing Fixed Offshore, Working Stress Design.
NRF-001-PEMEX-2000 Tubería de Acero para Recolección y Transporte de
Hidrocarburos Amargos.
NRF-003-PEMEX-2007 Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas Fijas en el
Golfo de México.
NRF-013-PEMEX-2009 Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de México.
NRF-032-PEMEX-2007 Sistema de Tuberías en Plantas Industriales, Diseño y
Especificación de Materiales.
NRF-033-PEMEX-2007 Lastre de Concreto para Tuberías de Conducción.
NRF-096-PEMEX-2010 Conexiones y Accesorios para Ducto de Recolección y
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 27
Transporte de Hidrocarburos.
NRF-150-PEMEX-2011 Pruebas Hidrostáticas de Tuberías y Equipos
NRF-176-PEMEX-2007 Diseño de Ductos Ascendentes Preinstalados y sus
Abrazaderas
NRF-177-PEMEX-2007 Sistema de Protección del Ducto en la Zona de Mareas y
Oleaje
API RP 14E Recommended Practice for Design and Installation of
Offshore Production Platform Piping System
ASTM A 106 Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for
High-Temperature Service
Tabla 1.3 Códigos y especificaciones de tuberías
1.9 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
De acuerdo al plan estratégico de desarrollo del Campo Cantarell y con el fin de satisfacer
la demanda y los compromisos de producción de aceite y gas, es necesario contar con la
infraestructura apropiada para explotar y manejar la producción de este campo. Tal razón
es la ejecución de la instalación del ducto marino que transportará la producción de mezcla
de la plataforma KAMBESAH hacia la Plataforma KUTZ-TA.
Por lo antes mencionado, es importante lograr diseños óptimos que eviten problemas de
construcción, montaje y operación, asegurando un buen funcionamiento del ducto marino.
1.9.1 Localización del caso de estudio
La ruta del oleogasoducto marino de 20”, se extiende hacia el noreste desde su origen en
la plataforma KAMBESAH hasta su destino en la plataforma KUTZ-TA, en aguas
nacionales del Golfo de México, Sonda de Campeche; frente a las costas del estado de
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 28
Campeche (figura 1.9). Las coordenadas en los extremos de la ruta son las siguientes
(UTM, zona 15). Ver tabla 1.4
Figura 1.9. Mapa de localización de las plataformas KAMBESAH y KUTZ-TA, en el
Golfo de México.
CORREDOR X Y
KAMBESAH (Origen) 589,050.0 2’145,860.0
KUTZ-TA (Destino) 593,184.72 2’149,828.36
Tabla 1.4. Coordenadas de la ruta del oleogasoducto de 20”
1.9.2 Descripción del proceso
El oleogasoducto de 20”, transportará la producción de Mezcla (gas-aceite), de la
plataforma KAMBESAH (salida), hasta la plataforma KUTZ-TA (llegada). El cabezal de
producción de la plataforma de perforación KAMBESAH se conecta con el paquete de la
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 29
trampa recibidora de diablos HR-1100, de 20” x 24”-600#. Por la derivación de la Tee
especial, se conectará con la línea 20”-P-1100-ISO 3183-3, que transportara la mezcla a la
plataforma de perforación KUTZ-TA. Esta línea al salir de PP-KAMBESAH pasa por el
paquete de la trampa lanzadora de diablos HR-1100, válvula de corte SDV-1100, ducto
ascendente, curva de expansión y posterior a ésta comienza la línea regular de 20”, hasta
la curva de expansión, ducto ascendente, junta monoblock y válvula de corte SDV-2100 en
la plataforma PP-KUTZ-TA, ver figura 1.10.
Las condiciones de operación y de diseño, consideradas para el oleogasoducto, se muestran
en las tablas 1.5 y 1.6 respectivamente:
Condición Normal lado PP-KAMBESAH Normal lado PP-KUTZ-TA
Presión (Kg/cm2) 25 23.5
Temperatura (°C) 70 37.2
Gas (MMSCFD) 28 25.45
Aceite (BPD) 22,000 23,380
Tabla 1.5 Condiciones de operación del Oleogasoducto de 20” [1.16]
Descripción Unidad
Presión 469.4 psi (33 kg/cm2)
Temperatura 80°C (176 °F)
Servicio Gas-Aceite
Material API L360-X52
Espeso de pared 0.469 pulgadas (11.913 mm)
Esfuerzo de fluencia del material 52,000 psi
Esfuerzo de tensión 66,000 psi
Tirante en Plataforma 150.26 ft (45.800 m)
Tabla 1.6 Condiciones de diseño del oleogasoducto de 20” [1.17]
En la siguiente figura 1.10, se muestra el diagrama de tuberías e instrumentación del
oleogasoducto.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 29
Figura 1.10. Diagrama de tuberías e instrumentación oleogasoducto de 20” de PP-KAMBESAH hacia PP-KUTZ-TA [1.17]
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 30
El análisis pretende evaluar los esfuerzos presentes en el oleogasoducto de 20”, debido a
cargas de prueba hidrostática, operacionales, sostenidas y ocasionales, mediante el
programa de computo basado en elementos finitos CAESAR II, ver 5.1, contemplando las
recomendaciones que se presentan en el Código de diseño para el transporte de gas costa
afuera, ASME B31.8, cap. VIII y la norma NRF-013-PEMEX-2009. Para tal fin se han
desglosado los casos de análisis de la siguiente manera:
1.9.3 Casos de estudio:
Caso 1) Análisis de esfuerzos de tubería de salida de la plataforma KAMBESAH, incluye
tubería sobre cubierta de 20” (cuello de ganso), que comprende desde la válvula de
bloqueo de la trampa de diablos HR-1100 y la válvula de salida del cabezal de producción,
hasta la junta monoblock del ducto ascendente, mostrada en la figura 1.11, y el ducto
ascendente desde la junta monoblock hasta la brida giratoria de la curva de expansión,
como se muestra en la figura 1.12
Figura 1.11. Tubería sobre cubierta (cuello de ganso de 20”-P-1100-B53A-GC [1.18].
Junta monoblock
Válvula de bloqueo de
trampa
Válvula de salida del
cabezal de producción
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 31
Figura 1.12. Ducto ascendente de 20” desde junta monoblock hasta brida giratoria de la
curva de expansión [1.19]
Brida giratoria
Junta monoblock
Ducto ascendente
Curva de expansión
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 32
Caso 2) Análisis de esfuerzos que comprende la curva de expansión y línea regular en la
salida de la plataforma KAMBESAH, véase figuras 1.13, y 1.14.
Figura 1.13 Curva de expansión y línea regular del oleogasoducto de 20” , en la salida de
la plataforma Kambesah [1.20].
En este caso de estudio se considera la interacción suelo-tubería que consiste en modelar las
restricciones que el suelo ejerce sobre la tubería de acuerdo a sus propiedades mecánicas.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 33
Figura 1.14. Línea regular y curva de expansión del oleogasoducto de 20” en la llegada a
la plataforma KUTZ-TA [1.21].
Caso 3) Análisis de esfuerzos de tubería de llegada a la plataforma KUTZ-TA, incluye
ducto ascendente y cuello de ganso de 20”. Ver figuras 1.15 y 1.16
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 34
Figura 1.15. Ducto ascendente de 20” desde la brida giratoria de la curva de expansión a la
junta monoblock [1.22].
Ducto ascendente
Junta monoblock
Curva de expansión
Brida giratoria
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 35
Figura 1.16. Tubería sobre cubierta (cuello de ganso 20”-P-2100-ISO 3183-3) [1.23].
1.9.4 Consideraciones de carga
Todas las partes del oleogasoducto marino, estará diseñado para resistir las combinaciones
más críticas de funcionamiento y las cargas ambientales de diseño, actuando como eventos
independientes, posteriormente se combinan para cumplir con los requerimientos del
código, a la que el sistema puede ser sometido; las cargas de diseño de viento, olas y
corrientes, deberán estar basados en un periodo no inferior a cinco veces la vida útil de la
tubería o 100 años.
Aunque en el Golfo de México se considera una zona sísmica baja, también se evaluará
bajo un análisis simplificado de cargas por sismo.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 36
El análisis y sus condiciones de carga se dividieron de la siguiente manera:
Caso 1.- Tubería cuello de ganso y ducto ascendente (salida de la plataforma
KAMBESAH).
Caso 2.- Curva de expansión en la salida de la plataforma KAMBESAH, línea
regular y curva de expansión en la llegada a la plataforma KUTZ-TA.
Caso 3.- Ducto ascendente y cuello de ganso en la plataforma KUTZ-TA
Caso 1. Tubería cuello de ganso y ducto ascendente de 20” (salida de la
plataforma KAMBESAH).
a) Cuello de ganso
1.- WW+HP Combinación de carga de prueba hidrostática (HYD)
2.- W+T1+P1 Combinación de carga operacional (OPE)
3.- W+P1 Combinación de carga sostenida (SUS)
4.- W+P1+WIN1 Combinación de carga de viento en “X” (SUS+WIN1)
5.- W+P1+WIN2 Combinación de carga de viento en “Z” (SUS+WIN2)
6.- W+P1+WIN3 Combinación de carga de viento a “45° en XZ”
(SUS+WIN3)
7.- W+P1+U1 Combinación de carga sísmica en X (SUS+U1)
8.- W+P1+U2 Combinación de carga sísmica en Z (SUS+U2)
b) Ducto ascendente
1.- W+D1+T1+P1 Combinación de carga operacional (OPE)
2.- W+P1 Combinación de carga sostenida (SUS)
3.- W+T1+P1+WAV1 Combinación de carga de oleaje Tr-10 (SUS+WAV1)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 37
4.- W+T1+P1+WAV2 Combinación de carga de oleaje Tr-100 (SUS+WAV2)
Caso 2. Curva de expansión (salida de la plataforma KAMBESAH), línea regular y
curva de expansión (llegada a la plataforma KUTZ-TA).
1.- W+T1+P1 Combinación de carga operacional (OPE)
2.- W+P1 Combinación de carga sostenida (SUS)
3.- W+P1+U1 Combinación de carga sísmica en “X” (SUS+U1)
4.- W+P1+U2 Combinación de carga sísmica en “Z” (SUS+U2)
Caso 3) Tubería de llegada de la plataforma KUTZ-TA, incluye ducto ascendente y
cuello de ganso de 20”.
a) Ducto ascendente y cuello de ganso
1.- WW+HP Combinación de carga de prueba hidrostática (HYD)
2.- W+T1+P1 Combinación de carga operacional (OPE)
3.- W+P1 Combinación de carga sostenida (SUS)
4.- W+P1+WIN1 Combinación de carga de viento en “X”
(SUS+WIN1)
5.- W+P1+WIN2 Combinación de carga de viento en “Z”
(SUS+WIN2)
6.- W+P1+WIN2 Combinación de carga de viento a“45° en XZ”
(SUS+WIN3)
7.- W+T1+P1+WAV2 Combinación de carga de oleaje (Tr-100)
(SUS+WAV2)
En donde:
WW= Peso de la tubería llena de agua, aislamiento
W = Peso del sistema de tuberías (incluye peso del fluido), aislamiento
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 38
HP = Presión de prueba hidrostática
P1 = Presión de diseño de acuerdo a especificación. (se utilizó la presión de
diseño por ser una condición crítica)
T1 = Temperatura de diseño de acuerdo a especificación. (se utilizó la
temperaturas de diseño por ser una condición crítica)
D1 = Desplazamiento de la plataforma KAMBESAH
WIN1 = Fuerza del viento en condición de tormenta en dirección “X”.
WIN2 = Fuerza del viento en condición de tormenta en dirección “Z”.
WIN3 = Fuerza del viento en condición de tormenta a 45° en XZ.
WAV1 = Fuerza del corriente y oleaje en condición de tormenta con un periodo de
retorno de 10 años (Tr-10).
WAV2 = Fuerza del corriente y oleaje en condición de tormenta con un periodo de
retorno de 100 años (Tr-100).
U1 = Fuerza sísmica equivalente en dirección “X”
U2 = Fuerza sísmica equivalente en dirección “Z”
Se asignaron las restricciones (soportes), de acuerdo a la propuesta de los
isométricos de ingeniería.
Se considerarán las combinaciones de carga más severa que pudiera presentarse
durante la fase de operación.
En la figura 1.17, se plantea en un diagrama de flujo la metodología a seguir en el
análisis de los casos de estudio.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 39
¿Espesores
adecuados?
Recopilación de información
Inicio
No
Si
Generación de modelo según sus características geométricas
y propiedades físicas con el programa CAESAR II
Establecer condiciones de frontera y tipos de cargas
Análisis de viento Análisis de sismo Análisis de
corriente y oleaje
Definir los casos de análisis
Obtención de valores de viento de la zona
Obtención de valores de corriente y oleaje de la zona
Obtención de valores sísmicos de la zona
Obtención de propiedades mecánicas del suelo marino
Permisibles
B31.8
Fin
Si
No Cambiar tipos de
restricción/ubicación
Verificación de espesores
Figura 1.17. Metodología
para el desarrollo del
análisis del oleogasoducto
marino.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 40
1.10 REFERENCIAS
[1.1] Memoria Expo Foro PEMEX 2012, p-18.
http://www.globalenergy.com.mx/SUGE049/index.html#/1/zoomed
[1.2] The Journal of the Power Resources, Julio 2011, p-12
http://www.globalenergy.com.mx/julio2011/index.html
[1.3] Petróleos Mexicanos, “Cantarell”, comunicación social, 2011.
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=145&catID=12681
[1.4] Petróleos Mexicanos, “Incorporación de reservas”, comunicación social, 2011.
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=145&catID=13082
[1.5] http://www.pemex.com/index.cfm?action=mapa
[1.6] PEMEX, memorias laborales, p-17, 2010
http://www.pemex.com/informes/pdfs/memoria_labores_2010.pdf
[1.7] PEMEX , memorias laborales 2010, p-129.
http://www.pemex.com/informes/pdfs/memoria_labores_2010.pdf
[1.8] D. J. Wisch, ChevronTexaco; F. J. Puskar; “An Update on API RP 2A Section 17 for
the Assessment of Existing Platforms”, Offshore Technology Conference held in Houston,
Texas, U.S.A., May 2004.
[1.9] The Journal of the Power Resources, Julio 2011, p-08
http://www.globalenergy.com.mx/julio2011/index.html
[1.10] Estrategia exploratoria en aguas profundas, comunicación social, 2011
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=145&catID=14223
[1.11] Nueva refinería en Tula, Hidalgo, comunicación social, 2012.
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=145&catID=12726
[1.12) The Journal of the Power Resources, Abril 2012, p-24
http://www.globalenergy.com.mx/Abril2012/index.html#/24/zoomed
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 41
[1.13] PEMEX, “hoy y mañana”, Julio 2012.
http://www.ri.pemex.com/files/content/Pemex_Outlook_E_120703v2(Nuevos%20Inversio
nistas)_ri.pdf
[1.14] Clasificación de ductos marinos, NRF-013-PEMEX-2009, p-25
[1.15] Clasificación de ductos marinos, NRF-013-PEMEX-2009, p-10
[1.16] Descripción del proceso, Licitaciones, “Procura y Construcción de 3 ductos marinos:
un oleogasoducto de 20” Ø X 5.8 Km. Aproximadamente”, 2011.
http://www.pep.pemex.com/Licitaciones/Lists/LISTA/DispForm.aspx?ID=321&Source=htt
p%3A%2F%2Fwww%2Epep%2Epemex%2Ecom%2FLicitaciones%2FPaginas%2Flicitaci
ones%5Fen%5Fconcluidas%2Easpx
[1.17] D-481.15-P-1020, “Diagrama de tubería e instrumentación de oleogasoducto de
20” x 7.0 km aprox. Desde la nueva estructura recuperadora de pozos en la ubicación
KAMBESAH hacia la plataforma KUTZ-TA”, rev.2, 2009.
[1.18] B-481.15-IT-2240, “Isométrico de tuberías sobre cubierta, KAMBESAH (cuello de
ganso) del oleogasoducto de 20””, rev.2, 2011.
[1.19] D-481.15-LS-9110, “Plano de detalle ducto ascendente en KAMBESAH”, rev.3.
2011.
[1.20] D-481.15-LS-9120, “Plano de detalle curva de expansión en KAMBESAH (salida)”,
rev.3. 2011.
[1.21] D-481.15-LS-9130, “Plano de alineamiento oleogasoducto de 20 x 7.0 aprox.
(1 de 2)”, rev.3. 2011.
[1.22] D-481.15-LS-91510, “Plano de detalle ducto ascendente en KUTZ-TA (llegada)”,
rev.3. 2011.
[1.23] B-481.15-IT-2390, “Isométrico de tuberías en KUTZ-TA (cuello de ganso) del
oleogasoducto de 20””, rev.0, 2009.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 42
“ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN
SISTEMAS DE TUBERIAS
MARINAS”
CAPÍTULO 2
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 43
2.1 CONSIDERACIONES EN EL DISEÑO DE TUBERÍAS
En el análisis de esfuerzos de tuberías, se debe tener en cuenta lo siguiente [2.1]:
1. El código apropiado que se aplica al sistema
2. La presión de diseño y la temperatura, además de las condiciones de operación
3. El tipo de material
4. El diámetro de la tubería y el espesor de pared
5. La geometría del sistema de tubería
6. Los movimientos de los anclajes y sistemas de retención
7. Los esfuerzos permisibles para las condiciones de diseño establecidos por el código
adecuado
El diseño y operación de ductos marinos demanda una compresión exhaustiva del carácter
físico y el comportamiento del entorno oceánico y también de la atmósfera que la cubre.
Los ductos marinos están sujetos a fuerzas del medio ambiente, que pueden influenciar en
la seguridad y confiabilidad de un ducto costa afuera y el tubo vertical de salida (ducto
ascendente), incluyendo [2.2]:
a) Olas
b) Corrientes
c) Suelos marinos
d) Viento
e) Hielo
f) Actividad sísmica
g) Actividad humana
h) Movimiento de la plataforma
i) Temperatura
j) Presión
k) Profundidad del agua
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 44
l) Asentamiento de apoyos
m) Cargas accidentales
n) Actividad naval comercial
Las condiciones que pudieran causar esfuerzos adicionales en los ductos submarinos
pueden ser de tipo estáticas o dinámicas, con sus respectivas combinaciones. En la figura
2.1, se muestran las fuerzas actuantes en un ducto submarino.
Figura 2.1. Fuerzas actuantes en un ducto submarino en operación
2.1.1 Consideraciones sobre el diseño de la instalación
El diseño de un sistema de ductos costa afuera adecuado para una instalación segura y el
desarrollo de alta mar se apoya en la consideración de los parámetros siguientes, los cuales
consideran en la medida en que es significativa su propuesta [2.3].
Peso. El efecto del peso de montaje de las tuberías (en aire y sumergida) donde los
esfuerzos y deformaciones se consideran en la instalación, varían debido a
tolerancias del peso de fabricación, del recubrimiento, y del agua que absorbe el
sistema.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 45
Perfil. Las variaciones en las profundidades del agua a lo largo de la ruta del
oleogasoducto se deben considerar. El efecto de las mareas será incluido para
lugares donde dichas variaciones son una fracción significativa con respecto a la
profundidad del agua.
Cargas Ambientales. Las fuerzas locales ambientales, incluyendo las inducidas por
el viento, las olas, las corrientes, hielo, la actividad sísmica y otros fenómenos
naturales son sujetos a un cambio radical en zonas de altura. Estos cambios deben
ser considerados durante la instalación y diseño.
D) Suelos de Fondo. Las características del suelo serán consideradas cuando se
desarrollan los procedimientos de instalación para lo siguiente:
1) Instalación de tubos verticales de extracción.
2) Curvas horizontales en el enrutamiento de la tubería.
3) Arrastre de tuberías de fondo.
4) Relleno de zanjas
2.1.2 Consideraciones Operacionales en el Diseño.
2.1.2.1 Clasificación de cargas
Todas las partes del sistema de tubería en alta mar y el tubo ascendente estarán diseñados
para las combinaciones más críticos de funcionamiento y diseño de cargas ambientales,
actuando simultáneamente, a la que sistema puede ser sometido; Las cargas de viento, olas
y corriente deben estar fundamentadas en un periodo de retorno de diseño no inferior a
cinco veces la vida útil de la tubería o 100 años, lo que sea menor [2.4].
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 46
Cargas operativas
Se consideran las fuerzas impuestas sobre el sistema del oleo gasoducto bajo condiciones
ambientales estáticas (es decir, sin viento, olas, corriente y otras cargas dinámicas), las
cargas que deben considerarse como cargas operacionales incluyen lo siguiente:
a) Peso de tramo del tubo no soportado, que incluye:
Tubo
Recubrimientos y agua absorbida
Accesorios de tubería
Contenido transportado
b) Presión interna y externa
c) Expansión y contracción térmica
d) Flotabilidad
e) Pretensión (exclusivo de estructuras restringidas, configuraciones de tuberías, tales
como curvas y ducto ascendente).
f) Cargas estáticas inducidas por el suelo, tales como curvaturas permanentes
inducidas por la instalación.
Cargas Ambientales
Las consideradas en esta categoría son:
a) Olas
b) Corrientes
c) Viento
d) Eventos sísmicos
e) Cargas accidentales (por ejemplo las fuerzas de arrastre, anclas)
f) Cargas dinámicas por inducción del suelo (ejemplo, deslizamientos de tierra,
licuación)
g) Cargas de hielo ( por ejemplo, el peso, los impactos flotantes)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 47
2.1.3 Fuerzas consideradas durante la instalación
Se debe considerar los requisitos mínimos de seguridad contra fallas debido a la fluencia o
pandeo durante todas las fases de instalación del sistema de tuberías como el tendido,
colocación, excavación de zanjas, etc.
2.1.3.1 Pandeo
La tubería debe ser diseñada de tal manera que evite el pandeo durante su instalación. El
procedimiento de diseño e instalación deberá tener en cuenta el efecto de la presión
hidrostática externa, momento de flexión, fuerzas axiales, y cargas de torsión así mismo
evitar que la tubería pierda redondez. También debería ser evaluado el fenómeno de
propagación por pandeo.
2.2 ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN UN DUCTO MARINO
El análisis de esfuerzos en un ducto se realiza para determinar si los esfuerzos presentes en
la tubería son permisibles en conformidad con los requisitos del código y del cliente,
durante la etapa de instalación, prueba y operación de la tubería.
Los principales esfuerzos permisibles a comprobar incluyen:
a) Análisis de esfuerzo circunferencial
b) Análisis de esfuerzo longitudinal
c) Análisis de esfuerzo combinado
d) Análisis de esfuerzo equivalente
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 48
(2.1)
2.2.1 Esfuerzo circunferencial (Sh)
Para tuberías y ductos ascendentes, el esfuerzo circunferencial a la tracción es debido a
diferencia de presiones interna y externa (véase figura 2.2), la cual no debe exceder el valor
siguiente. Sh se puede calcular por cualquiera de las siguientes expresiones [2.5].
Dónde: D es el Diámetro nominal del tubo (pulg.), Di corresponde a D-2t en (pulg.), F1 es
el factor de diseño del esfuerzo circunferencial (tabla 2.1), Pi es la presión interna (psi),
Pe la presión externa (psi), S el limite elástico mínimo especificado en (psi), t el espesor
mínimo de pared de la tubería (pulg), Sh el esfuerzo circunferencial en (psi), y T es el factor
de temperatura (°F).
Dependiendo de qué código ó norma, el esfuerzo circunferencial no debe exceder una cierta
fracción del esfuerzo mínimo de fluencia especificado (SMYS).
Figura 2.2 Esfuerzos circunferenciales
La convención de signos es tal que la tensión es positiva y compresión
es negativo.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 49
(2.2)
(2.3)
(2.4)
(2.5)
LOCALIZACIÓN
F1 ESFUERZO
CIRCUNFERENCIAL
F2 ESFUERZO
LONGITUDINAL
F3 ESFUERZO
COMBINADO
Tubería 0.72 0.80 0.90 Tubería de plataforma
y ducto ascendente 0.50 0.80 0.90
Tabla 2.1 Factores de diseño para tuberías costa afuera, tuberías de plataforma y ducto
ascendente [2.5].
2.2.2 Esfuerzo longitudinal (SL)
Para tuberías y ducto ascendente el esfuerzo longitudinal no superará los intervalos que se
encuentren desde:
| |
Dónde: SL es el máximo esfuerzo longitudinal (tracción positiva, compresión negativa), S
resistencia mínima de fluencia en (psi), F2 es el factor de esfuerzo longitudinal.
El máximo esfuerzo longitudinal es:
Donde: Sa es el esfuerzo axial en (psi), tracción positiva y compresión negativa.
Donde: Fa es la fuerza axial en (lb) y A la sección transversal dela tubería en (pulg2).
El esfuerzo de flexión resultante Sb se obtiene:
[( ) ( )
]
⁄
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 50
(2.6)
(2.7)
(2.8)
(2.9)
Donde: z es el modulo de la sección de la tubería en (pulg3).
2.2.3 Esfuerzo Combinado
Para tuberías y ducto ascendente el esfuerzo combinado no debe exceder el valor indicado
por la ecuación de esfuerzo cortante máximo (esfuerzo combinado de Tresca).
[(
)
]
⁄
Dónde: SL es el máximo esfuerzo longitudinal (tracción positiva, compresión negativa), S
resistencia mínima de fluencia en (psi), F3 factor de esfuerzo combinado, Sh esfuerzo
circunferencial en (psi) y St esfuerzo torsional (psi).
El máximo esfuerzo longitudinal es:
Donde: Sa es el esfuerzo axial en (psi), tracción positiva, compresión negativa,
.
Donde: Fa es la fuerza axial en (lb) y A la sección transversal dela tubería en (pulg2).
El esfuerzo de flexión resultante Sb se obtiene:
[( ) ( )
]
⁄
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 51
(2.12)
(2.10)
(2.11)
Donde: ii es el factor de intensidad de esfuerzo en el plano, i0 factor de intensidad de
esfuerzo fuera del plano y z módulo de la sección de la tubería en (pulg3)
Donde el esfuerzo torsional se calcula:
Dónde: Mt es el momento torsional en pulg-lb, y z módulo de la sección de la tubería en
(pulg3).
Alternativamente, la teoría de máxima energía de distorsión (esfuerzo combinado de Von
Mises), puede se utilizado para limitar los valores de esfuerzos combinados. En
consecuencia el esfuerzo combinado no debe superar los valores dados por:
(
)
⁄
2.2.4 Esfuerzo equivalente (eq)
Se deben revisar los esfuerzos por expansión y flexibilidad en zonas críticas como son:
ducto ascendente, curva de expansión, cruces, interconexiones y otros. Se debe considerar
en el análisis de flexibilidad el gradiente de temperatura a lo largo de la línea, tomando en
cuenta la profundidad de enterrado. El esfuerzo equivalente se debe calcular usando la
siguiente expresión, con base en el esfuerzo combinado de Von Mises.
√
Donde: h es el esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm2
(lb/pulg2), l esfuerzo longitudinal, en N/mm
2 (lb/pulg
2), y el esfuerzo cortante en
N/mm2 (lb/pulg
2).
El esfuerzo equivalente máximo no debe exceder:
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 52
(2.13)
Donde: feq es el factor de diseño del esfuerzo equivalente y SMYS es el esfuerzo de
fluencia mínimo especificado de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg
2).
feq = 1.00 (instalación)
feq = 0.90 (operación)
2.3 TEORÍAS DE FALLA
En la industria petroquímica es muy importante conocer las propiedades de los materiales y
su resistencia, se debe conocer el esfuerzo permisible antes de que falle el material. Para
ello se han formulado las teorías de falla para materiales homogéneos, continuos,
isotrópicos y lineales elásticos, donde se contemplan dos tipos de materiales:
Materiales Dúctiles
Materiales Frágiles
2.3.1 Materiales Dúctiles
Los materiales dúctiles son aquellos que al aplicarles una o más fuerza, tienden a
deformarse considerablemente antes de fallar, es decir suele especificarse mediante el inicio
de la cedencia del material. El máximo esfuerzo de falla es el de fluencia.
Para materiales dúctiles existen dos teorías:
Teoría del esfuerzo cortante máximo (Criterio de Tresca)
Teoría de la energía de distorsión máxima (Criterio de Von Mises)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 53
(2.14)
(2.15)
La norma NRF-013-PEMEX-2009, hace referencia al esfuerzo combinado de Von Mises y
ASME B.31.8 hace referencia al esfuerzo combinado de Von Mises y al de Tresca, los
cuales son los que se explicarán a continuación.
2.3.2 Teoría del esfuerzo cortante máximo
Esta teoría enuncia lo siguiente:
“Una pieza de material dúctil no presentará falla alguna mientras algún esfuerzo cortante
(), a la que esté sometida el elemento mecánico o estructura no iguale o supere la mitad del
esfuerzo de fluencia del material (y)”. Este enunciado se puede expresar como:
Henri Tresca propuso, en 1868, la teoría del esfuerzo cortante máximo o el criterio de
Tresca. Esta teoría se usa para predecir el esfuerzo de falla de un material dúctil sometido a
cualquier clase de carga. La teoría del esfuerzo cortante máximo indica que la fluencia del
material se inicia cuando el esfuerzo cortante máximo absoluto en el material llega al
esfuerzo cortante que hace que fluya el mismo material cuando sólo está sujeto a tensión
axial. Para evitar la falla el cortante máximo en el material debe ser menor o igual a y/2,
donde y se determina en una prueba simple de tensión. De esta manera [2.6]:
2.3.3 Teoría de la Energía máxima de distorsión (Criterio de Von Mises)
Esta teoría enuncia lo siguiente:
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 54
(2.16)
“La falla se producirá cuando la energía de distorsión por unidad de volumen, debida a los
esfuerzos principales en el punto critico, sea igual o mayor a la energía de distorsión por
unidad de volumen de una probeta en el ensayo de tensión en el momento de producirse la
fluencia”.
El enunciado se expresa mediante la fórmula siguiente:
( ) ( )
( )
En el pasado esta condición también se llamaba teoría de esfuerzo cortante octaédrico [2.6].
2.3.4 Materiales Frágiles
Son aquellos cuya deformación elástica es sumamente corta y tienden a quebrarse
directamente al fallar.
Para materiales frágiles existen dos teorías:
Teoría del esfuerzo normal máximo
Teoría de la máxima deformación unitaria
2.4 EFECTOS MECÁNICOS [2.7].
La selección de tuberías para la mayoría de los ductos costa afuera, están determinados por
la fase de instalación, considerando las cargas de operación, además de los esfuerzos
resultantes por presión interna. Las tuberías de transporte de hidrocarburos costa afuera
deben diseñarse para resistir la presión interna de diseño (Pi) y la presión externa debido a
la carga hidrostática (Pext).
Para evaluar los esfuerzos debido a los efectos mecánicos y otras condiciones es necesario
realizar las siguientes revisiones:
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 55
(2.17)
1. Revisión del espesor requerido por presión interna recomendado para tuberías
submarinas.
a) Código API 1111, [2.8].
b) Código DNV-OS-F101, [2.9].
c) Código ASME B31.8, [2.10].
d) Norma NRF-013-PEMEX-2009, [2.11].
2. Revisión del espesor mínimo requerido por presión interna.
3. Revisión por otras condiciones
a) Instalación
b) Operación
4. Revisión por presión externa
a) Propagación de pandeo (Pp).
2.4.1. Revisión del espesor requerido por presión interna
a) Código API 1111 [2.8].
El diseño por presión interna
La presión de prueba hidrostatica, la presión de diseño de la tuberia y la sobre presión
incidental, incluyendo tanto interna como externa, no excederá el espesor determinado por
la expresión siguiente:
( ) ( ( ) )
Donde: t es el espesor nominal de pared, en (pulg), S el esfuerzo mínimo de fluencia de la
tubería en (psi), U el esfuerzo mínimo a tensión especificado (psi), D es igual a Pd que es la
presión máxima de operación en (psi), fd factor de diseño de ducto ascendente, (0.90 para
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 56
(2.18)
(2.19)
(2.20)
tuberías, y 0.75 para ducto ascendente), fe es el factor de junta (adimensional), ft es el factor
de temperatura (adimensional).
b) Código DNV-OS-F101 [2.9].
La presión en cualquier punto a lo largo de la tubería deberá cumplir con el siguiente
criterio.
Donde: Pb es la capacidad depresión interna, Pli presión local incidental (1.10 *PD), PD
presión de diseño, m factor de resistencia del material y SC factor de resistencia de
seguridad.
Cálculo de espesor:
( )
Donde: Fu es el esfuerzo mínimo a tensión especificado (66,000 psi) y D el diámetro
exterior en pulgadas.
c) Código ASME B 31.8 [2.10]
Para el cálculo del espesor de pared mediante este código, se aplica la siguiente expresión:
Donde: D es el diámetro exterior de la tubería (pulg), P la presión máxima de operación
(psi), t el espesor de la tubería (pulg), S el esfuerzo mínimo de fluencia (psi), F el factor de
junta longitudinal (adimensional) y T el factor de temperatura.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 57
(2.21)
(2.22)
(2.23)
d) Espesor requerido por presión interna [2.11]
El ducto marino y sus componentes deben diseñarse para resistir la presión interna de
diseño (Pint) y la presión externa (Pext) debida a la carga hidrostática, la cual no debe ser
menor a la presión interna en cualquier punto del ducto en una condición estática.
El espesor requerido por la presión interna para el diseño de líneas submarinas que
transportan líquido o gas, se obtiene con la siguiente expresión:
Donde:
Zona A (línea regular)
Zona B (ducto ascendente)
Donde:
Pi es la presión interna en N/mm2 (lb/pulg
2), Pint presión interna de diseño, en N/mm
2
(lb/pulg2), Pext es la presión externa hidrostática actuante en al tubería, en N/mm
2 (lb/pulg
2),
D el diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg), t el espesor de pared del tubo por
presión interna, en mm (pulg), SMTS esfuerzo de Esfuerzo de Tensión Último Mínimo
Especificado del tubo en N/mm2 (lb/pulg
2), Fpb factor para el diseño por presión interna
(tabla 2.2), y Ft factor por temperatura indicado en la tabla 2.3.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 58
(2.24)
(2.25)
Contenido
ZONA A ZONA B
MODERADA ALTA MUY ALTA MODERADA ALTA MUY ALTA
Gas No Aplica 0.60 No Aplica No Aplica No Aplica 0.44
Crudo 0.63 No Aplica 0.57 0.52 0.47 No Aplica
Tabla 2.2. Factores para diseño por presión interna (fpb) [2.12]
Temperatura Factor por Temperatura
°C °F ft
121 o menos 250 o menos 1.000
130 266 0.989
140 284 0.977
150 302 0.966
Nota: Para temperaturas intermedias se debe interpolar
Tabla 2.3. Factor por temperatura (ft) para tuberías de acero [2.12]
e) Espesor mínimo requerido por presión interna
El espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión
interna se determina mediante la siguiente expresión:
Donde: tr es el espesor mínimo requerido por presión interna en mm (pulg), t el espesor de
diseño por presión interna en mm (pulg) y tc la tolerancia por corrosión, en mm (pulg).
Para el caso de diseño de líneas submarinas, el espesor comercial debe seleccionarse a
partir del espesor mínimo requerido (tr). A este espesor comercial se debe restar el
porcentaje por tolerancia de fabricación (tabla 2.4), esta debe ser mayor o igual al mínimo
requerido.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 59
(2.26)
(2.27)
Donde: tcom es el espesor comercial para presión interna en mm (pulg) y tfab la tolerancia
por fabricación, en mm (pulg).
Diámetro Exterior mm (pulg)
y Tipo de Tubería
Porcentaje de Tolerancia (%)
Grado X42 o Mayor
73.0 (2.875) y menores con y sin costura 12.5
Mayores que 73.0 (2.875) pero menores que
508.0 (20) con y sin costura
12.5
508.0 (20) y mayores con costura 8.0
508.0 (20) y mayores sin costura 10.0
Tabla 2.4 Porcentaje de tolerancia por fabricación en el espesor de pared [2.13]
2.5. REVISIÓN DE ESPESORES POR OTRAS CONDICIONES
El espesor de pared requerido por presión interna o temperatura, debe ser adecuado para
soportar otros posibles efectos, que podría estar sujeto el ducto durante su instalación u
operación, incluyendo expansión y flexibilidad, considerando lo siguiente:
a) Instalación
b) Operación
Donde: t es el espesor utilizado para la revisión por otros efectos, en mm (pulg), tcom el
espesor comercial obtenido por presión interna, en mm (pulg), tfab la tolerancia por
fabricación, en mm (pulg) y tc la tolerancia por corrosión, en mm (pulg).
2.6. REVISIÓN POR PRESIÓN EXTERNA
Durante las fases de instalación y operación, los ductos marinos están sujetos a condiciones
de presión externa. El diferencial de presión con respecto a la presión interna actuando en la
tubería, puede causar colapso del ducto. Debe realizarse una revisión de los efectos de
presión de colapso y propagación de pandeo para garantizar una adecuada resistencia de la
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 60
(2.28)
(2.29)
(2.30)
(2.31)
tubería, tomando en cuenta las variaciones de las propiedades geométricas, ovalización,
esfuerzos y presiones externas (Pext).
a) Propagación de pandeo (Pp)
Un ducto de hidrocarburos instalado costa afuera, puede fallar por pandeo causado por la
presión hidrostática del agua de mar. Para las tuberías submarinas, la presión hidrostática es
la fuerza que causa la propagación por pandeo, por lo tanto se debe considerar en el diseño
[2.14].
Para realizar el cálculo se emplean las siguientes expresiones:
[
]
(
)
Donde:
t Espesor nominal de pared, en mm (pulg).
S Esfuerzo mínimo de fluencia
D Diámetro exterior
PP Presión de propagación por pandeo
Ph Presión hidrostática
fp Factor de diseño para propagación por pandeo
H Tirante de agua
Hs Altura de ola significante para una tormenta de 100 años
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 61
Densidad del agua de mar
En el caso del cálculo de la presión externa, se debe considerar la altura de la ola máxima
para un periodo de retorno de 10 años, para la condición de instalación y para la condición
de operación una altura de la ola de tormenta para un periodo de retorno de 100 años.
2.7 CARGAS DE VIENTO
El diseño de tuberías al aire libre y las consideraciones para la aplicación de la presión del
viento [2.15], por lo general sigue las disposiciones de los códigos civiles estructurales o de
construcción como el ASCE 7 [2.16], que es el método que utilizaremos para determinar las
cargas generadas por el viento en el oleogasoducto marino.
La magnitud y duración de las cargas de viento varían con la localidad geográfica, la altura
de la estructura sobre el terreno, el tipo de terreno alrededor de la estructura y el carácter en
sí del viento.
2.7.1 Clasificación de edificios y otros bajo el efecto del viento ASCE 7-05
Categoría I.- Los edificios que representan un bajo peligro para la vida humana,
instalaciones temporales e instalaciones de almacenamiento menores.
Categoría II.- Todos los edificios y estructuras que no están consideradas en las
categorías I, III, y IV.
Categoría III.- Edificios y estructuras que representan peligro sustancialmente para
la vida humana en caso de falla, edificios con 300 personas agregadas en una misma
área, escuelas primarias, secundarias, guarderías, colegios para 500 personas,
cárceles, y edificios que no están dentro de la categoría IV.
Categoría IV.- Edificios para servicios esenciales, hospitales, centros de salud,
estaciones de policía, centrales eléctricas, edificios críticos.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 62
(2.33)
(2.32)
2.7.2 Formulación de la carga de viento.
La ecuación 2.32 que se proporciona en ASCE 7 (2005), para calcular las cargas de viento
en “otras estructuras”, y ha sido adoptado por la guía ASCE, cargas de viento y diseño del
perno de anclaje para el sector petroquímico (1997), para su aplicación a las estructuras
petroquímicas. [2.17].
Donde:
F = Fuerza del viento (lb/ft)
qz = Presión de velocidad evaluada a la altura z del centroide de un área de exposición
(lb/ft2) (N/m
2)
G = efecto del factor de ráfaga (adimensional)
Cf = coeficiente de fuerza (adimensional)
Af = área proyectada normal al viento (ft2 , m
2)
2.7.3 Presión del viento
La presión de arrastre lateral de la tubería debido a la velocidad del viento, llamado presión
dinámica, es
Donde:
qz = Presión de velocidad, lb/ft2
Kz = Coeficiente de presión de velocidad (adimensional)
Kzt = Factor topográfico (adimensional)
Kd = Factor de direccionalidad (adimensional)
V = Velocidad del viento
I = Factor de importancia de cargas de viento, Tabla 2.5.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 63
(2.34)
Categoría Factor de importancia
I 0.77
II 1.00
III 1.15
IV 1.15
Tabla 2.5. Factores de Importancia para Cargas de Viento para regiones propensas a
huracanes > 160 km/hr. [2.18]
La ecuación 2.37 muestra la expresión para Kz dada por ASCE 7, la elevación de
referencia, Zg es la altura nominal de la capa límite atmosférica.
Para 15 ft * Z *Zg
( ⁄ )
⁄
Para Z < 15 ft
(
⁄ )
⁄
Donde:
Z = Altura sobre el suelo (longitud, en ft)
Zg = Altura de la capa limite atmosférica (longitud, ft), ver tabla 2.6
= Factor que varía con la rugosidad del terreno, ver tabla 2.6
2.7.4 Categorías de exposición
Categoría de Exposición A.- Centro de una gran ciudad donde por lo menos el
50% de los edificios tienen una altura que excede los 70 pies.
Categoría de Exposición B.- Áreas urbanas y suburbanas, estructuras de baja
altura.
Categoría de Exposición C.- Exposición plana, pastizales abiertos con
obstrucciones dispersas que tienen menos de 30 pies de altura.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 64
(2.35)
Categoría de Exposición D.- Zonas propensas a huracanes, zonas costeras, áreas
sin obstrucciones expuestas a viento que fluyen sobre grandes masas de agua.
Categoría Zg (pie)
A 5.0 1500
B 7.0 1200
C 9.5 900
D 11.5 700
Tabla 2.6. Constantes de Categoría de Exposición. [2.19]
2.8 CARGAS SÍSMICAS
Cada lugar o región está dividida en diferentes zonas sísmicas, las cuales están demarcadas
según la aceleración del suelo expresado en función de la constante de gravedad (g). La
magnitud de la carga estática equivalente se considera en proporción directa con el peso de
la tubería.
Considerando como base la posibilidad de terremotos, del tipo de estructura, de su
importancia, de parámetros estructurales como la frecuencia fundamental y de las
características del suelo [2.20].
Donde: V es la fuerza lateral sísmica, en lb (N), Z el factor de zona sísmica, I el factor de
importancia, K el factor estructural, C factor de respuesta dinámica, S factor del suelo, y
W carga muerta total.
La magnitud de los terremotos se da en términos constantes de la aceleración de la
gravedad (g); Es decir si un terremoto se modela con una carga de 0.5-g en la dirección X,
entonces la mitad de peso de los sistemas se convierte en una carga uniforme y aplicada en
la dirección X [2.21]. Las cargas estáticas equivalentes de terremotos se configuran como
cargas ocasionales, tienen una no linealidad y lógica de sensibilidad direccional.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 65
(2.36)
(2.37)
La aceleración de la gravedad (g), se obtiene dividiendo la ecuación 2.35 a través de W.
⁄
El producto de CS no debe exceder el valor de 0.14, por lo que utilizaremos este valor
como máximo conservador.
De lo anterior g se reduce a:
Una vez calculado los factores g, se deben ser configuradas como cargas estáticas
equivalentes en la hoja de cálculo de tuberías.
El método para determinar los coeficientes de terremoto se describen a continuación:
2.8.1 Respuesta sísmica
Las cargas gravitacionales se utilizan más a menudo para modelar las fuerzas estáticas
equivalentes de una carga dinámica de terremoto.
2.8.2 Análisis estático
Los efectos dinámicos en la estructura producidos por el sismo se simularán mediante
fuerzas estáticas equivalentes que actúan en la dirección del movimiento del terreno.
2.8.3 Carga gravitacional g
Se puede definir ya sea en términos de fuerza por unidad de longitud o en términos de una
ampliación gravitacional de la carga (g). La ampliación de la carga puede actuar en
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 66
cualquier dirección y se especifica dando sus componentes a lo largo de los tres ejes
ortogonales X, Y, Z.
2.8.4 Parámetros de diseño sísmico
Incluyen un espectro de aceleración mostrado en la figura 2.4 y el factor de reserva de
resistencia (RSR’s) deben ser verificados para asegurar un adecuado diseño La ordenada
del espectro de aceleración para el diseño sísmico, a, se expresa como una fracción de la
aceleración de la gravedad. Se debe realizar uno de los siguientes análisis para garantizar la
combinación de cargas sísmicas [2.22].
a) Análisis a nivel de resistencia
b) Análisis a nivel de ductilidad
a) Análisis a nivel de resistencia.
Se requiere para garantizar que la plataforma posea niveles de resistencia y rigidez
adecuada, para evitar un daño estructural significativo ante la presencia de un sismo que
tiene la probabilidad razonable de no ser excedido durante la vida útil de la plataforma. Este
requisito se considera satisfecho si la estructura es adecuada para soportar las cargas
obtenidas a partir de los espectros de diseño respectivos mostrados en la Figura 2.3.
Figura 2.3 Espectros de diseño a nivel de resistencia para un coeficiente de
amortiguamiento critico de 5% (200 años de periodo de retorno). [2.23]
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 67
Los espectros de aceleración de diseño sísmico a nivel de resistencia corresponden a un
periodo de 200 años, en la tabla 2.7 se presentan las coordenadas correspondientes a la
Sonda de Campeche y región Norte.
Sonda de Campeche Región Norte
Periodo (s) Espectro de
aceleración (a) Periodo (s)
Espectro de
aceleración (a)
0.0010 – 0.050 0.100 0.0010 – 0.050 0.020
0.125 – 0.504 0.250 0.125 – 0.504 0.080
10 0.013 1.00 0.040
- 2.00 0.020
- 4.00 0.010
Tabla 2.7 Datos numéricos del espectro de aceleraciones para un periodo de retorno de 200
años y un coeficiente de amortiguamiento critico de 5%. [2.23]
b) Análisis a nivel de ductilidad
La ductilidad es una medida de la habilidad del sistema estructural de deformarse más allá
de su límite elástico sin colapsar ante la presencia de un sismo raro e intenso. Esto permite
a la estructura absorber energía y seguir soportando las cargas y resistiendo las fuerzas.
El análisis de ductilidad se debe realizar a través de un análisis de resistencia última
utilizando un método incremental de carga. La relación entre la carga última de la
estructura (obtenida de este análisis) y la carga de referencia debe satisfacer el factor de
reserva de resistencia mínimo presentado en la Tabla 2.8. La carga obtenida será la
correspondiente al nivel de resistencia, es decir el cortante total obtenido a partir de los
espectros de la Figura 2.4
Región Categoría de Exposición RSR Diseño
Sonda de Campeche Muy Alta 1.6
Región Norte Alta 2.1
Tabla 2.8 Factores de resistencia (RSR) mínimo requerido para análisis a nivel de
ductilidad (diseño). [2.23]
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 68
2.9 TUBERÍA ENTERRADA
Analizando las circunstancias de los sistemas subterráneos, los cuales son muy diferentes
de análisis de tubería de una planta. El principal problema es el modelado preciso,
utilizando restricciones de puntos, de los efectos continuos de la interacción del suelo-tubo.
La interacción del suelo-tubo que se resiste a los movimientos de las tuberías y de las
fuerzas, se divide en dos categorías, las fuerzas de fricción que deben ser superadas por el
tubo deslizante contra el suelo, y las fuerzas de presión, las cuales son causadas por el tubo
que empuja al suelo.
Las fuerzas de fricción axial se calculan como los productos de coeficiente de fricción
suelo-tubo, y la fuerza total normal que actúa alrededor de la tubería. Un ejemplo de una
tubería enterrada en una zanja se muestra en la figura 2.4. En este caso, la fuerza normal
que actúa sobre la superficie del tubo se puede simplificar como una fuerza superior W
(para los casos en que la superficie del suelo varíe de uno a tres veces el diámetro de la
tubería, esta es aproximadamente igual al peso del suelo por encima de la tubería), y una
fuerza interior igual al peso de la tubería, más el suelo por encima de ella. Por lo tanto, la
fuerza de fricción que ofrece es axial.
Figura 2.4 Tubería enterrada a) tubería en la zanja, b) Presión del suelo, c) modelo
idealizado
a) b) c)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 69
(2.38)
La restricción en la tubería se calcula como:
( ) ( )
Dónde:
f = Fuerza de fricción axial, lb/in
= Coeficiente de fricción entre el tubo y el suelo
= Su/600 (Para arcilla), lb/in3
Su = Resistencia al corte sin drenado
D = Diámetro exterior del tubo, in
H = Altura de la cubierta del suelo a la parte superior de la tubería
W = Fuerza concentrada del suelo
Wp = Peso de la tubería y el contenido
La densidad del suelo y el coeficiente de fricción se obtienen a partir del análisis de suelo
realizado a lo largo de la ruta del oleoducto. En los casos en que los datos de prueba no
estén disponibles, los valores típicos son los siguientes:
Limo 0.3
Arena 0.4
Grava 0.5
Arcilla 0.6 a 2.4
Las fuerzas de presión se producen cuando el tubo intenta moverse lateralmente empujando
contra el suelo. Tres fuerzas laterales diferentes contra el suelo se encuentran normalmente
en el análisis de tuberías como se muestra en la figura 2.5. Cada respuesta a la restricción
lateral puede ser idealizada como se muestra en la figura 2.5b, en dos etapas de respuesta:
elástico, donde la fuerza de resistencia es proporcional al desplazamiento del tubo, y
plástico, donde la resistencia se mantiene constante independientemente del
desplazamiento.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 70
(2.39)
(2.40)
Figura 2.5 Fuerzas laterales contra el suelo a) hacia arriba, b) hacia abajo, c) a 45°,
d) desplazamiento de fuerzas.
Este tipo de sistemas de retención puede ser modelado utilizando un sistema de restricción
bi-lineal, que especifica una rigidez elástica, una carga de rotura (por la transición de
elástico al plástico), y una rigidez plástica (que debería estar cerca de cero). El suelo no
sólo frena la tubería contra los movimientos, sino también el par en contra de rotaciones.
La rigidez del sistema de restricción del suelo, se puede calcular como producto del módulo
de elasticidad del suelo y el diámetro exterior de la tubería. En el caso de no conocer el
módulo de elasticidad del suelo, la rigidez se puede determinar a partir de otros parámetros.
Por ejemplo, para un movimiento hacia un lado, una presión pasiva se crea en la superficie
frontal de la tubería [2.24], la carga de ruptura y la respuesta elástica idealizada puede
estimarse a partir de los diferentes parámetros del suelo, como:
⁄ ( ) (
⁄ )
( ) (
⁄ )
Dónde:
U = Carga última, lb (por pulgada de tubería)
= Ángulo de fricción, grados
k = Rigidez elástica del suelo, lb/in (por pulgada de tubería)
a) Hacia arriba b) Hacia abajo c) Lateral d) Desplazamiento de fuerzas
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 71
k = eD
e = Módulo de elasticidad del suelo, psi
Con la finalidad de simular suficientemente el efecto continuo de restricción del suelo, a
menudo es necesario romper la tubería enterrada en una malla más fina comparado para una
tubería de planta.
2.10 CARGA HIDRODINÁMICA (OLA Y CORRIENTE)
Las olas del mar son generadas por el viento y se propagan fuera de la zona de generación;
la creación de las olas del mar es dependiente de la velocidad del viento, la duración de
viento, la profundidad del agua, y la distancia sobre la cual sopla el viento lo que se conoce
como captación de longitud.
Hay una gran variedad de teorías de ondas tridimensionales propuestas por diversos
investigadores, pero las tres mas utilizadas son:
a) Teoría de onda de Airy
b) Teoría de ola Stokes de orden 5°
c) Teoría de función de onda de Dean Stream
La primera es una teoría lineal y las posteriores son teorías de onda no lineales y
proporcionan una mejor descripción de los efectos de la ola cerca de la superficie.
El término de dos dimensiones se refiere a la ola unidireccional. Una dimensión es la
dirección en que viaja la ola, y la otra dimensión es vertical a través de la columna de agua.
Dos olas dimensionales no se encuentran en el medio ambiente marino pero son algo fácil
de definir y determinar las propiedades en un sentido determinista.
En la actualidad las olas se someten a la difusión en tres dimensiones. Esto puede ser
fácilmente entendido por la visualización de una piedra que se hunde en un estanque. A
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 72
medida que la onda se propaga el diámetro de los círculos aumenta. Además, la onda de
propagación en un verdadero estado en el mar, incluyen las ondas con varios periodos,
alturas y longitudes. A fin de abordar estas condiciones reales, un enfoque determinista no
se puede utilizar. En su lugar, un espectro de mar es utilizado, donde también se puede
incluir una función de difusión. Así como hay varias teorías de onda, hay varias
definiciones de espectros de mar
a) La teoría lineal de ondas de Airy.
Asume que la superficie libre es simétrica con respecto al nivel medio del agua (figura 2.7).
Además, los movimientos de las partículas de agua toman una orbita circular, por lo cual el
diámetro decae con la profundidad. El termino circular debería tomarse libremente aquí, la
orbita varía de circular a elíptica en función de si la onda ésta en el agua superficial o
profunda. Para las ondas de agua de poca profundidad, la altura de la ola en relación de
profundidad (H/D) esta limitada a 0.78 para evitar la rotura. (Ninguna teoría aborda las
olas rompiendo). La siguiente figura muestra una onda típica y asociada a parámetros
hidrodinámicos.
Figura 2.6. Onda típica asociada con parámetros hidrodinámicos.
Donde:
SWL = es el nivel del agua quieta
L = longitud de onda (distancia horizontal sucesiva entre crestas y valles)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 73
H = altura de las olas (distancia vertical entre cresta y valle)
D = profundidad del agua (distancia vertical desde la parte inferior hasta el
nivel del agua quieta)
= es la elevación de la superficie media hasta el nivel del agua quieta
La teoría de ondas de Airy ofrece una buena aproximación al comportamiento de las
partículas de agua.
Las teorías no lineales proporcionan una mejor descripción del movimiento de las
partículas, más un rango amplio y más profundo de la altura de las olas.
b) La 5° teoría de onda de Stoke
Se fundamenta en una serie de potencia. En ésta teoría ondulatoria no se aplica la
restricción simétrica de la superficie libre. Adicionalmente las trayectorias de las partículas
no son órbitas más cerradas, lo que significa que hay una derivada gradual de las partículas
del fluido, es decir, un transporte de masa.
La teoría de ondas más adecuada depende de la altura de la ola, el periodo y la profundidad
del agua. Sobre la base de estos parámetros, la teoría de ondas aplicable se puede
determinar a partir de la figura 2.7 [2.25].
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 74
Figura 2.7 Regiones de aplicación de las teorías de oleajes Stream función, Stokes V, y
linear/Airy.
c) Función de Dean Stream
La función de corriente de Dean Stream, no solo describe la geometría del flujo en una o
dos dimensiones, sino también las componentes del vector velocidad en cualquier punto y
la velocidad del flujo entre dos corrientes. La teoría ondulatoria intenta abordar las ondas
más pronunciadas en función de la profundidad; esta teoría emplea un proceso iterativo
numérico para resolver las ecuaciones.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 75
(2.41)
(2.42)
2.11 CARGA HIDRODINÁMICA (ESTÁTICA) EN CAESAR II
Las teorías de onda y perfil actual se utilizan para calcular las velocidades de las partículas
de agua y aceleraciones en los puntos o nodos. Una vez que estos parámetros están
disponibles, la fuerza sobre el elemento puede ser calculada utilizando la ecuación de
Morison.
Ésta calcula la fuerza ejercida por las olas sobre un objeto cilíndrico, el cual depende de la
longitud de onda y el diámetro del elemento. La fuerza de la onda puede entonces ser
calculada como la suma de la fuerza de arrastre y una fuerza de inercia de la siguiente
manera:
⁄ | |
⁄
Donde: es la densidad del fluido, Cd el coeficiente de arrastre, D el diámetro de la
tubería, U la velocidad de la partícula, Cm el coeficiente de inercia y A la aceleración de la
partícula.
Las velocidades de las partículas y aceleraciones son cantidades vectoriales que incluyen
los efectos de las olas o las corrientes aplicadas. Además, las fuerzas impuestas por la
ecuación de Morison a elementos de tuberías también son sometidas a una fuerza de
elevación y una fuerza de flotabilidad. La fuerza de elevación se define como la carga que
actúa normal al plano formado por el vector velocidad y el eje del elemento, de la siguiente
manera:
⁄
Donde: es la densidad del fluido, CI el coeficiente de levantamiento, D el diámetro de la
tubería y U la velocidad de la partícula.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 76
(2.43)
La fuerza de flotabilidad actúa hacia arriba, y es igual al peso del volumen de fluido
desplazado por el elemento. Una vez que la fuerza de un elemento en particular está
disponible, se coloca en el vector de carga en el sistema. Como cualquier otra carga.
Una solución normal se lleva a cabo en el sistema de ecuaciones que describen el sistema
de tuberías. El sistema de tuberías puede ser descrito por la ecuación 2.43 estándar de
elementos finitos:
[ ]{ } { }
Donde: [K] es la matriz de rigidez global de todo el sistema, {x} el vector desplazamiento ó
vector rotacional a resolver, y {f} el vector de carga global.
La carga del elemento generada por los efectos hidrodinámicos se coloca en sus posiciones
correctas en {f}, similares a peso, la presión y temperatura. Una vez que [K] y {f} se ha
finalizado, una solución estándar de elementos finitos se realiza en este sistema de
ecuaciones. El vector desplazamiento resultante {x}, se utiliza entonces para calcular las
deformaciones unitarias de los elementos, y estas se utilizan entonces para calcular los
esfuerzos de los elementos. Excepto por las fuerzas de flotación, todas las otras fuerzas
hidrodinámicas que actúan sobre el elemento son una función de las velocidades de las
partículas y aceleraciones.
2.11.1 Implementación de la teoría función de Stream
Además de las fuerzas impuestas por las olas del mar, los elementos de tuberías también
pueden ser sometidos a fuerzas impuestas por las corrientes oceánicas. Hay tres diferentes
modelos oceánicos actuales en CAESA II, lineales, a nivel de pieza y de la ley de potencia
El perfil de corriente lineal asume que la velocidad de la corriente a través de la columna de
agua varía linealmente desde la velocidad de superficie específica (en la superficie) a cero
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 77
(en la parte inferior). El perfil lineal a nivel de pieza emplea interpolación lineal entre la
profundidad y la velocidad. El perfil de la ley de potencia decae la velocidad superficial a la
potencia 1/7.
Mientras las olas que producen un flujo inestable, donde las velocidades y aceleraciones de
partículas en un punto cambian constantemente, producen una corriente constante, no
variable de flujo.
2.11.2 Parámetros hidrodinámicos.
Los parámetros básicos que describen la altura de las olas, el periodo, y la velocidad de la
corriente, son: el arrastre, la inercia, y el coeficiente de levantamiento, Cd, Cm, y CI
respectivamente
2.12 ELEMENTO FINITO EN TUBERÍAS
Una estructura o una tubería generalmente tienen esfuerzos y deformaciones que varían
continuamente por todo el cuerpo. Es muy difícil, si no imposible calcular exactamente
estos parámetros. Sin embargo, para tener un resultado práctico, el cuerpo se puede dividir
en muchos sub-cuerpos, cada uno con un tamaño finito. Cada cuerpo pequeño se considera
que tiene un esfuerzo predecible y una distribución de la deformación.; estos cuerpos son
llamados elementos finitos. En el análisis de tuberías, estos cuerpos son en realidad
bastante grandes en comparación con el sentido general de un elemento finito. [2.26]
Para representarlos se utilizan tubos rectos y tubos curvos, dos tipos de vigas. Cada
elemento tiene dos nodos, N1 y N2, como se muestra en la figura 2.8, N1 es el nodo de
inicio y N2 es el nodo final.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 78
Figura 2.8 Sistema de coordenadas
Las características del elemento se expresan en coordenadas locales alineadas con la
geometría del elemento. Para un elemento de tubo recto, el eje local es X, que se encuentra
siempre en la dirección axial, inicia desde el nodo inicial hacia el nodo final. El eje local Y,
y el eje z son perpendiculares entre si en las direcciones laterales.
Para un elemento curvo, la convención del eje local asigna al eje x como conexión de los
dos nodos y el nodo que apunta desde el principio hasta el final del nodo, como se muestra
en la figura 2.8 (a).
En general se toma un entorno tridimensional, en donde cada nodo tiene seis grados de
libertad, tres en translación y tres en rotación. En cada elemento las fuerzas y
desplazamientos tienen una relación fija en coordenadas locales y se designan con una
notación prima (‘). Cada nodo de un elemento está asociado con tres desplazamientos, Dx’,
Dy’, Dz’, y tres rotacionales Rx’, Ry’, Rz’, por consiguiente cada nodo se asocia también
con tres fuerzas, Fx’, Fy’, Fz’, y tres momentos, Mx’, My’, Mz’. Habitualmente, el término
desplazamiento se utiliza para cubrir tanto el desplazamiento y la rotación.
a) Coordenadas locales b) Coordenadas globales y montaje
Recta
Codo
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 79
(2.44)
(2.45)
(2.46)
Para el término fuerza, se utiliza para cubrir tanto fuerzas y momentos. El Método del
Elemento Finito se construye bajo premisas que indican que en cada elemento hay una
relación entre fuerzas y desplazamientos. Es decir, para cada elemento tenemos una
relación de coordenadas locales como se muestra en la expresión 2.44.
{ } [ ]{ }
Donde: {F’} es el vector de fuerza que representa 12 fuerzas y momentos en cada nodo. Es
decir:
{ } {
}
El subíndice 1 representa al nodo N1 y el 2 al nodo N2. El superíndice T denota la
transpuesta, es decir una vector columna, {D} que es el vector desplazamiento donde
representa los 12 desplazamientos y rotaciones en ambos nodos. Dado que:
{ } {
}
[K] es una matriz simétrica de rigidez de 12 x 12. Los términos exactos en [K] son
demasiados complejos para ser incluidos aquí.
2.12.1 Datos de puntos y de Nodos
Antes de analizar un sistema de tuberías, cada elemento se tiene que identificar
normalmente con números en los puntos (nodos). Tomemos como ejemplo la figura 2.8 (b),
Donde el primer conjunto de números son necesarios para describir los datos en los nodos
utilizados en el sistema geométrico. Los siguientes números son los lugares donde se
asignan los puntos con el número de datos correspondientes. Es decir:
1) Puntos terminales, como anclas, extremos libres, recipientes y las conexiones de los
tanques.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 80
(2.47)
(2.48)
2) Puntos de tangentes, donde se encuentra un doble (Codo), puntos 15 y 20.
3) Puntos de intersecciones o ramificaciones
4) Puntos iniciales en caras de bridas
5) Puntos de carga y restricciones
6) Otros puntos donde la respuesta del sistema es de interés.
Los puntos anteriores son necesarios para describir un sistema de tuberías de manera
precisa. Los puntos asignados son esenciales en un programa de análisis. Como por
ejemplo en la curva 15, el punto de entrada de datos requerido es el punto de intersección
de la tangente 15, pero los puntos esenciales para el análisis son los extremos 15a y 15b de
la curva. El punto 15 en un sistema físico de tuberías no se encuentra.
2.12.2 Ensambles de tuberías
Para ensamblar matemáticamente el sistema de tuberías, todos los elementos individuales
se tiene que utilizar un sistema de coordenadas común denominado sistema de coordenadas
global; donde el eje y, se fija generalmente en la dirección vertical hacia arriba. La matriz
de rigidez de coordenadas locales tiene que ser convertida a coordenadas globales. Una
matriz rotacional se utiliza para convertir la fuerza local y el desplazamiento local en un
vector de fuerza global y un vector de desplazamiento global. Es decir:
{ } [ ]{ } { } [ ]{ }
Donde.
[L] = la matriz 12x12 de transformación
{F} = Vector de fuerza en coordenadas globales.
{D} = Vector de desplazamiento en coordenadas globales.
Sustituyendo la ecuación anterior:
{ } [ ]{ }
Además de
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 81
[ ]{ } [ ][ ]{ } { } [ ] [ ][ ]{ }
Donde la matriz global de rigidez [K], de cada elemento se crea mediante la aplicación de
la transformación rotacional en la matriz de rigidez local [K’] como:
{ } [ ]{ }
[ ] [ ] [ ][ ] [ ] [ ][ ]
[L]-1
es la transformación inversa de la matriz [L], y [L]T
es la transpuesta de [L]. Para la
transformación rotacional, las matrices [L]-1
y [L]T son iguales.
La transpuesta es obtenida por el intercambio de columnas y filas de la matriz original, la
relación de fuerza/desplazamiento está dada por la expresión {F} = [K]{D} la cual se
divide en:
|
| |
| |
|
Donde los subíndices 1 y 2 denotan el nodo N1 y el nodo N, respectivamente. El ensamble
en general se basa en la numeración de los nodos. Las restricciones y anclajes son tratados
como rigidez adicional las cuales son añadidas a la ubicación diagonal del nodo
correspondiente. La ecuación general parece:
|
|
|
|
|
|
|
|||
||
Donde:
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 82
N es el número total de grados de libertad, que es igual a seis veces el número de nodo.
Después que los desplazamientos nodales son resueltos, las cargas, las fuerzas y momentos
(en coordenadas globales), en cada elemento pueden ser encontradas usando la ecuación
2.49. Estas fuerzas globales y los momentos tienen que ser transformados de nuevo a
coordenadas locales antes de que los esfuerzos puedan ser calculados.
Por ejemplo en la figura 2.15, hay seis nodos. Por lo tanto el vector fuerza y el vector
desplazamiento, cada uno tendrá 36 componentes. El tamaño de la matriz de rigidez será de
36 X 36.
2.13 REFERENCIAS
[2.1] A. Keith Escoe, “Piping and Pipelines Assessment Guide”, ed. 2006, p-51.
[2.2] Code ASME B.31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping System”, Sec. A841.1
pag. 95, 2007.
[2.3] Code ASME B.31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping System”, Sec. A841.2
pag. 96, 2007.
[2.4] Code ASME B.31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping System”, Sec. A842.3
pag. 96, 2007.
[2.5] Code ASME B.31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping System”, Sec.
A842.221 pag. 97-98, 2007.
[2.6] Egor P. Popov, “Mecánica de sólidos”, cap.12, p-519.
[2.7] Norma No. NRF-013-PEMEX-2009 “Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de
México”, p-25.
[2.8] API RP 1111, “Design, Construction, Operation and Mantenance of Offshore
Hydrocarbon Pipelines (Limit State design), Sec. 4.3.1, pag.8, 1999.
[2.9] Código Det Norske Veritas (DNV) “Submarine Pipe system”, 2010.
[2.10] Código ASME B.31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping System”, 2007.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 83
[2.11] Norma No. NRF-013-PEMEX-2009 “Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de
México”.
[2.12] Norma No. NRF-013-PEMEX-2009 “Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de
México”, p-26.
[2.13] Norma No. NRF-013-PEMEX-2009 “Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de
México”, tolerancia por fabricación, p-27.
[2.14] API RP 1111, “Design, Construction, Operation and Maintenance of Offshore
Hydrocarbon Pipelines (Limit State design), sec. 4.4.3.2,1999.
[2.15] George A. Antoki, “ Piping and Pipeline Engineering, Design, Construction,
Maintenance, Integrity and repair, p-242, 2003.
[2.16] ASCE #7, “Minimun design Loads for buildings and Other Structures”, 2005.
[2.17] ASCE #7, “Minimum design Loads for buildings and Other Structures”,sec. 6.5.15,
p-29, 2005.
[2.18] ASCE #7, “Minimum design Loads for buildings and Other Structures”, importance
factor, p-77, 2005.
[2.19] ASCE #7, “Minimum design Loads for buildings and Other Structures”, the terrene
exposition, p-78, 2005.
[2.20] ASCE #7, “Minimum design Loads for buildings and Other Structures”, cap XII,
p-119, 2005.
[2.21] Technical Reference Manual, CAESAR II, Ver. 5.10
[2.22] Norma No. NRF-003-PEMEX-2007 “Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas
Fijas en el Golfo de México”.
[2.23] Norma No. NRF-003-PEMEX-2007 “Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas
Fijas en el Golfo de México”, p-17.
[2.24] L.C. Penng, “Métodos de Análisis de Tensión para Tuberías Enterradas, 1978.
[2.25] API-RP-2A, “Recommended practice for Planning Design and Constructing Fixed
Offshore platforms, twenty firs Edition, 2000.
[2.26] Lian Chuan L.C. Peng, “pipe Stress Engineering”, ASME Press, p-56, 2009.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 84
CAPÍTULO 3
“ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN
OLEOGASODUCTO DE 20” x 7.0 KM
DE LA PLATAFORMA KAMBESAH
HACIA LA PLATAFORMA KUTZ-TA”
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 85
3.1 METODOLOGIA PARA REVISIÓN DE ESPESORES.
Con la finalidad de asegurar la integridad mecánica del oleogasoducto de 20”, que inicia
desde la plataforma KAMBESAH hasta la plataforma KUTZ-TA, del Activo Integral
Cantarell de la región marina Noreste, ubicado en la sonda de Campeche del Golfo de
México. El oleogasoducto transportará Mezcla (gas-aceite), tendrá una longitud de 7.0 km
aproximadamente, interconectándose a ambas plataformas con una curva de expansión, un
ducto ascendente y la tubería cuello de ganso hasta su llegada a la trampa de diablos.
Operará con una presión de operación de 33 kg/cm2 (469.37 psi), una temperatura máxima
de operación de 80 °c (176 °F), y un gasto máximo de transporte de mezcla de aceite
35,770 BPD y de gas 55.24 MMSCFD.
El espesor de la tubería se calculará conforme a lo especificado en API-RP-111 Ed. 1999,
reglas DVN, ASME B31.8, NRF-013-PEMEX-2009. Estos códigos establecen parámetros
y lineamientos que se deben seguir para determinar el espesor de pared más conveniente. El
diámetro en toda su longitud es de 20 pulgadas, y esta diseñada para una vida útil de
20 años.
La tubería cuyo material es API-5L-X52, tiene un esfuerzo de cedencia mínimo
especificado (SMYS) de 52,000 psi, y esfuerzo de tensión ultimo mínimo especificado
(SMTS) de 66,000 psi.
A continuación se describe el procedimiento en la figura 3.1
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 86
Efectos Mecánicos
Línea regular Ducto ascendente y curva
de expansión
Por propagación por pandeo
Condiciones de diseño
Código API-RP-1111 (1999)
Código DVN-OS-F101 (2010)
Código ASME B31.8 (2007)
(2007)
NRF-013-PEMEX-2009
NRF-013-PEMEX-2009
Código API-RP-1111 (1999)
Revisión de espesor de pared
Por presión interna
Evaluación de resultados
Conclusiones
Figura 3.1. Metodología
para revisión de espesores
del oleogasoducto marino
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 87
3.1.1 Determinación del espesor de pared mediante el código API-RP-1111(ed.1999)
Cálculo de espesor de pared para ducto ascendente, curva de expansión y línea regular se
determina mediante la ecuación 2.17
( ) ( ( ) )
Utilizando los valores de fd = 0.75 para ducto ascendente y curva de expansión, y de 0.90
para línea regular, fa = 1.00, y ft = 0.989.
Por lo que el valor del espesor para el ducto ascendente y curva de expansión es:
Y el espesor para la línea regular es:
Considerando el incremento de espesor para compensar la pérdida de material por corrosión
interna en tuberías de acero API-5L-X52, con una vida útil de 20 años, el valor para la línea
regular es de 0.125 pulgadas y 0.200 para la curva de expansión y ducto ascendente,
obtenemos lo siguiente:
a) Para ducto ascendente y curva de expansión
( )
El espesor comercial correspondiente es: t = 0.406 pulgadas
En la tabla 2.4, se establece que la tolerancia por fabricación correspondiente a una tubería
de 20” de diámetro nominal sin costura es de (-) 10.0%.
Mediante el criterio por fabricación tenemos:
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 88
(
)
(
)
b) Para línea regular
( )
El espesor comercial correspondiente es: t = 0.281 pulgadas
En la tabla 2.4, se establece que la tolerancia por fabricación correspondiente a una tubería
de 20” de diámetro nominal es de (-) 10.0%.
Mediante el criterio por fabricación tenemos:
(
)
(
)
3.1.2 Determinación del espesor de pared mediante el código DNV-OS-F101 (Octubre
2010) [3.1]
Para determinar el espesor requerido debemos considerar lo siguiente:
Categorización de acuerdo al fluido que maneja el ducto
Tipo de fluido = Aceite-Gas, por lo que se clasifica como categoría E.
Clasificación de localización del ducto
Tipo 1 para línea regular y tipo 2 para curva de expansión y ducto ascendente
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 89
Clase se seguridad
Se considera ALTA.
Clasificación normal de clase de seguridad
De acuerdo al fluido con categoría E, para la curva de expansión y ducto ascendente
se clasifica como alta.
De la ecuación 2.18, la presión en cualquier punto a lo largo de la tubería deberá cumplir
con la capacidad a la presión interna.
Donde: la presión de diseño es de 469.4 psi y la presión local incidental es de 516.34 psi,
además de los factores de resistencia parcial m = 1.15 y SC = 1.308.
Sustituyendo valores en la Ec. 2.18,
Cálculo de espesor utilizando la ecuación 2.19:
( )
Donde: el valor del esfuerzo mínimo a tensión especificado (Fu) es de 66,000 psi, y el
diámetro exterior (D), de 20 pulgadas.
( )
Considerando la tolerancia por corrosión, utilizando un espesor adicional de 0.159 mm
(6.25 milésimas de pulgada), por año para línea regular y de 0.254 mm (10 milésimas de
pulgada), por año para ducto ascendente. Tenemos que para una vida útil de 20 años la
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 90
tolerancia para la línea regular es de 0.125 pulgas, y para el ducto ascendente y curva de
expansión de 0.200 pulgadas.
a) Ducto ascenderte y curva de expansión
( )
El espesor comercial correspondiente es: t = 0.375 pulgadas
Mediante el criterio por fabricación tenemos:
(
)
(
)
0.338
b) Línea regular
( )
El espesor comercial correspondiente es: t = 0.281 pulgadas
Mediante el criterio por fabricación tenemos:
(
)
(
)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 91
3.1.3 Determinación del espesor de pared mediante el código ASME B 31.8 (2007) [3.2]
Para el cálculo del espesor de pared mediante este código, se aplica la ecuación 2.20:
El factor de diseño F =0.50 (ducto ascendente), 0.72 (línea regular), el factor de junta
E =1.0 y el factor T = 0.989.
a) Ducto ascendente y curva de expansión
Sustituyendo los valores, el espesor de pared resulta:
Y con el incremento por corrosión, se obtiene: ( )
El espesor comercial correspondiente es: t = 0.438 pulgadas
Mediante el criterio por fabricación tenemos:
(
)
(
)
b) Línea regular
Sustituyendo los valores, el espesor de pared resulta:
Con el incremento por corrosión, se obtiene: ( )
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 92
El espesor comercial correspondiente es: t = 0.312 pulgadas
Mediante el criterio por fabricación tenemos:
(
)
(
)
3.1.4 Determinación del espesor de pared mediante la norma
(NRF-013-PEMEX-2009) [3.3]
3.1.4.1 Ducto ascendente.
Para obtener el espesor requerido por presión interna para diseño de líneas submarinas que
transportan liquido o gas utilizaremos la expresión 2.21 del capitulo anterior, donde el
esfuerzo de tensión ultimo especificado (SMYS) tiene un valor de 66,000 psi, el factor de
diseño por presión interna para la Zona B es de 0.44, y el factor por temperatura de 0.989.
Como el ducto ascendente se encuentra localizado en la zona B, de la expresión 2.23
tenemos:
Pi = 469.37 psi.
Sustituyendo valores en la Ec. (2.21).
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 93
Considerando el espesor por corrosión interna, tenemos que el espesor mínimo requerido
para soportar los esfuerzos producidos por presión interna, se determinan mediante la
expresión 2.24:
Se debe utilizar un margen de corrosión con base a resultados estadísticos en el manejo del
producto que se va a transportar, información que debe ser proporcionada por PEMEX. De
no contar con dicha información se debe utilizar un espesor adicional de 0.254 mm (10
milésimas de pulgada) por año para el ducto ascendente (zona B), es decir 0.200 pulgadas
para una vida útil de 20 años.
Sustituyendo en Ec. (2.24) se tiene:
Así mismo para el caso de diseño de líneas submarinas se debe cumplir con la ecuación
2.25.
El porcentaje de tolerancia de fabricación para tubería de 20” sin costura es de 10.0%.
Por lo tanto, si consideramos un espesor comercial propuesto por licitación de
0.469 pulgadas. Se tiene lo siguiente:
tfab = 0.10 x 0.469 pulg = 0.0469 pulg.
Sustituyendo en Ec. (2.25), se tiene:
0.362 pulg (0.469 pulg. – 0.0469 pulg.)
0.362 pulg < 0.4221 pulg SI CUMPLE.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 94
3.1.4.2 Revisión de espesores por condición de instalación y operación.
Para obtener el espesor por el efecto de instalación tomamos la expresión 2.26, se tiene lo
siguiente:
Para la condición de operación utilizamos la expresión 2.27, donde tenemos lo siguiente:
3.1.4.3 Revisión por presión externa
El espesor obtenido por presión interna, debe ser revisado por propagación de pandeo,
considerando el ducto vacío.
Zona A
Utilizando la ecuación 2.22:
Donde:
D = Diámetro exterior de la tubería = 20 pulg.
Pint = Presión interna de diseño = 469.37 psi
Pext = Presión externa hidrostática actuante en la tubería = 79.37 psi
Pi = Pint - Pext =Capacidad de presión interna = 390 psi
SMTS = Esfuerzo de fluencia mínimo especificado = 66,000 psi
fPb = Factor para diseño por presión interna = 0.60
Como la línea regular se encuentra localizada en la zona A tenemos:
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 95
(a)
(b)
(c)
(d)
Pi = 392.53 psi
Sustituyendo los valores de los parámetros en la ec. (2.21), el espesor de pared resulta
Con el incremento por corrosión, se obtiene: ( )
El espesor comercial correspondiente es: t = 0.281 pulgadas
Mediante el criterio por fabricación tenemos:
(
)
(
)
3.1.4.4 Propagación de pandeo (Pp)
Para el cálculo del espesor de pared por propagación de pandeo, se aplican las siguientes
expresiones de la Norma NRF-013-PEMEX-009 [3.3]:
[
]
Despejando t de (a) tenemos:
√
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 96
(e)
(f)
Donde: D es el diámetro exterior de la tubería (20 pulg), H el tirante de agua incluyendo
marea astronómica y tormenta (1857.86 pulg), Hs altura de la ola máxima Tr-10 años
(425.19 pulg), es la densidad del agua de mar 0.037088 lb/pulg3, P la presión de
operación (469.4 psi), SMYS el esfuerzo mínimo de fluencia (52,000 psi), y Pp la presión
de propagación.
La presión hidrostática se expresa como:
Donde h es el tirante de agua de diseño, y es igual a:
[ ⁄ ]
Donde: H es igual a la suma del tirante de agua + marea astronómica y la marea de
tormenta.
Sustituyendo f en la expresión e, tenemos:
[
] ( )
Si Ph es igual Pp, entonces el espesor de pared se obtiene sustituyendo valores en la
expresión (d), de la siguiente manera:
√
El espesor comercial correspondiente resulta:
Línea regular t = 0.469 pulgadas
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 97
La presión de propagación en líneas se debe calcular con la expresión 2.21.
(
)
La capacidad permisible de la tubería ante el efecto de propagación de pandeo se debe
calcular con la expresión 2.22:
La capacidad permisible calculada con la expresión 2.22, debe garantizar que:
La presión hidrostática actuante sobre el ducto se determina mediante la siguiente
expresión:
Donde es la densidad del agua de mar y h es el tirante de agua de diseño, que se calcula
de la siguiente manera:
[
]
Donde
H es la suma del tirante de agua más la marea astronómica y de tormenta (T + hma + ht).
Si
= Densidad del agua de mar = 1,026 kg/m3 = 0.037066 lb/pul3
hma = Marea astronómica* = 0.76 m = 29.92 pulg.
ht = Marea de Tormenta* = 0.63 m = 24.80 pulg
T= Tirante de agua = 45.800 m = 1803.144pulg
Hs = Altura de ola por tormenta* = 15.9 m = 625.98 pulg
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 98
H = Tirante de agua incluyendo marea astronómica y tormenta (T + hma + ht) 47.19 m =
1857.86 pulg
[
]
Por lo tanto
Por lo tanto la capacidad permisible de la tubería ante el efecto de propagación de pandeo
garantiza que:
Cumple.
Donde: la presión interna normalmente se denota como cero, por considerar la tubería vacía.
3.1.4.5 Propagación por pandeo (API-RP-1111) [3.4]
Se calcula el espesor de la línea regular debido a la propagación por pandeo y se compara el
valor resultante contra el que se obtuvo del cálculo por presión interna de la sección
anterior. Para realizar el cálculo se emplean las siguientes expresiones 2.28, 2.29, 2.30 y
2.31, con los siguientes parámetros: Factor de diseño para propagación por pandeo
fp = 0.80, esfuerzo mínimo de fluencia (S) de 52,000 psi, H = tirante de agua incluyendo
marea astronómica y de tormenta (1857.86 psi), Hs = altura de la ola significante para una
tormenta de 100 años (322.83 pulgadas) y = Densidad del agua de mar
(0.037066 lb/pulg3).
Igualando las ecuaciones (2.28) y (2.29) se obtiene
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 99
[
]
y despejando el espesor de pared de la ecuación anterior, queda:
( ( )
)
⁄
Donde: tb es el espesor mínimo por propagación por pandeo.
Calculando la presión hidrostática mediante las expresiones 2.30 y 2.31 se tiene:
[
]
Sustituyendo los valores de los parámetros y la presión hidrostática, el espesor de pared por
propagación por pandeo resulta:
( ( )
)
⁄
Considerando la tolerancia por fabricación se tiene:
Valor al que corresponde el espesor comercial más cercano de línea regular es de
t = 0.438 pulgadas
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 100
3.2 METODOLOGÍA SEGUIDA EN LA SOLUCIÓN DE LOS CASOS DE
ESTUDIO MEDIANTE EL PROGRAMA CAESAR II, VERSIÓN 5.1.
Los pasos seguidos en la solución de los casos de estudio se pueden englobar en la
metodología que a continuación se presenta, y la cual es de carácter general. El
procedimiento mencionado consiste en lo siguiente.
1. Características del ordenador
2. Identificar la geometría del caso de estudio, en donde se determinarán las
dimensiones y forma del cuerpo a analizar.
3. Seleccionar las propiedades físicas a utilizar en el caso de estudio, como son:
diámetro, espesor, tolerancia por corrosión, densidad del fluido, presión de diseño,
temperatura de diseño, y restricciones impuestas en el sistema.
4. Identificar las propiedades del material del caso de estudio, tales como el modulo de
elasticidad, esfuerzo de fluencia, esfuerzo de último de tensión, densidad, relación
de Poisson, entre otras, así como la asignación de la teoría de falla a considerar en el
análisis.
5. Localizar los principales puntos nodales, observando los lugares donde hay cargas
aplicadas, variaciones bruscas en la geometría del caso de estudio y puntos donde
existan cambios de material.
6. Generación del modelo requerido.
7. Introducir las condiciones de frontera y condiciones de carga del caso de estudio.
8. Solución y obtención de resultados del caso de estudio de acuerdo a los
requerimientos del código empleado.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 101
El diagrama de la figura 3.2, muestra en forma esquemática, la metodología expresada
anteriormente.
Características del ordenador
Crear nodos,
líneas y curvas
Identificación, geometría y características físicas del caso de estudio
Generación del modelo requerido
Definir propiedades del material, y teoría de falla
Elementos
finitos Definir tipo de accesorios
y restricciones
Aplicación de las condiciones de frontera y carga del caso de estudio
Cargas de
viento
Cargas de
sismo
Cargas de
corriente y oleaje
Permisibles
B31.8
Fin
Si
No Cambiar tipos de
restricción/ubicación
Figura 3.2. Metodología
para la solución del caso de
estudio mediante el
programa CAESAR II
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 102
3.2.1 Características del ordenador
Para la creación del modelo tridimensional del sistema de tuberías y análisis numérico
correspondiente, se utilizó el programa de análisis de flexibilidad y esfuerzos mediante
elementos finitos CAESAR II, ver. 5.1, el cual contó con un ordenador portátil, con las
siguientes características.
Procesador: Intel Centrino Duo
Memoria RAM: 2 Gb
Disco duro: 120 Gb
Pantalla: Lcd 14”
3.2.2 Identificación, geometría y características físicas del caso de estudio
Caso 1. Tubería cuello de ganso y ducto ascendente en la plataforma KAMBESAH
20”-P-1100-B53A-GC
Figura 3.3. Isométrico de la
tubería cuello de ganso
salida de la plataforma
Kambesah
Soporte
S-10
Soporte
S-09
Soporte
S-11
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 103
Figura 3.4. Isométrico en
elevación del ducto ascendente
salida de la plataforma
Kambesah
20”-P-1100-B53A-GC
ST-01
ST-02
ST-03
ST-04
ST-05
ST-06
ST-07
ST-08
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 104
a) Listado de restricciones y soporteria
No. de
soporte
No. línea Tipo de
restricción
Elevación (m)
Cuello de ganso
S-09 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y, guías + 16.531
S-10 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y + 19.950
S-11 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y + 19.950
Ducto ascendente
ST-01 20”-P-1100-B53A-GC ancla + 10.00
ST-02 20”-P-1100-B53A-GC guía + 5.00
ST-03 20”-P-1100-B53A-GC guía - 4.00
ST-04 20”-P-1100-B53A-GC guía - 11.00
ST-05 20”-P-1100-B53A-GC guía - 16.700
ST-06 20”-P-1100-B53A-GC guía - 26.200
ST-07 20”-P-1100-B53A-GC guía - 36.00
ST-08 20”-P-1100-B53A-GC guía - 42.00
Tabla 3.1. Soporteria del caso 1
Caso 2. Curva de expansión (salida de plataforma Kambesah), línea regular, y curva de
expansión (llegada plataforma Kutz-TA
ST-08
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 105
Figura 3.5 Interconexión curva de expansión y línea regular hacia KUTZ-TA
Figura 3.6. Línea regular de oleogasoducto de 20” hacia PP-KUTZ-TA
Curva de expansión
Brida giratoria
Línea regular
Línea regular
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 106
Figura 3.7. Línea regular de 20” llegada PP-KUTZ-TA
Figura 3.8. Curva de expansión llegada PP-KUTZ-TA
Caso 3. Ducto ascendente y tubería cuello de ganso en la plataforma Kutz-TA
Línea regular
Línea regular
Curva de expansión
Brida giratoria
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 107
Figura 3.9. Isométrico en
elevación del ducto ascendente
llegada a la plataforma
Kutz-TA
ST-01
ST-02
ST-03
ST-04
ST-05
ST-06
ST-07
ST-08
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 108
Figura 3.10. Isométrico de
la tubería cuello de ganso
salida de la plataforma
Kambesah
S-04
S-02
ST-01
S-01
S-05
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 109
a) Listado de restricciones y soporteria
No. de
soporte
No. línea Tipo de
restricción
Elevación (m)
Ducto ascendente (llegada Kutz-TA)
ST-02 20”-P-1100-B53A-GC ancla + 5.00
ST-03 20”-P-1100-B53A-GC guía - 4.00
ST-04 20”-P-1100-B53A-GC guía - 12.00
ST-05 20”-P-1100-B53A-GC guía - 20.00
ST-06 20”-P-1100-B53A-GC guía - 28.500
ST-07 20”-P-1100-B53A-GC guía - 36.500
ST-08 20”-P-1100-B53A-GC guía - 49.800
Cuello de ganso
ST-01 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y, guías + 13.776
S-01 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y + 15.300
S-02 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y + 15.300
S-03 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y + 15.300
S-04 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y + 20.294
S-05 20”-P-1100-B53A-GC Tipo Y + 23.640
Tabla 3.2 Soporteria del caso 3
3.2.3 Propiedades del material, código a emplear, y teoría de falla
Se requiere establecer el diámetro de la tubería, el espesor, tolerancia a la corrosión,
temperatura de diseño, presión de diseño, presión de prueba hidrostática, tipo de material,
densidad del material (tabla 3.1).
La evaluación de esfuerzos permisibles en una línea submarina se realiza considerando el
esfuerzo equivalente o de Von Mises. Para línea regular y ducto ascendente, el esfuerzo de
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 110
Von Mises, no deberá exceder el valor del esfuerzo de cedencia mínimo especificado del
material (SMYS), multiplicado por un factor de seguridad F3, especificados en la tabla 2.1.
Descripción Unidad
Presión de diseño 469.4 psi
Temperatura de diseño (176 °F)
Presión de prueba hidrostática 586.71 psi
Material API L360-X52
Espeso de pared 0.469 pulgadas
Esfuerzo de fluencia del material 52,000 psi
Esfuerzo de tensión 66,000 psi
Densidad del material 0.28300 lb/in3
Tolerancia a la corrosión (ducto ascendente) 0.200 pulgadas
Tolerancia a la corrosión (línea regular) 0.125 pulgadas
Relación de Poisson 0.3
Modulo de elasticidad 29,000,000 psi
Tabla 3.3. Parámetros de diseño y propiedades del material
El código aplicable para un oleogasoducto marino es el ASME B31.8, capitulo VIII; con un
factor de seguridad de 0.5 para el ducto ascendente y 0.72 para la línea regular. Ver figura
3.11
Figura 3.11. Selección del código a emplear.
Código
Factor de
seguridad
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 111
3.2.4 Generación del modelo en el programa CAESAR II ver. 5.1
3.2.4.1 Caso 1.- Tubería cuello de ganso y ducto ascendente (plataforma Kambesah)
a) Cuello de ganso
1) Se realizó la modelación geométrica de la línea, numeración de nodos, definición de
elementos rígidos, accesorios y condiciones de diseño de acuerdo con el isométrico
de tuberías.
2) En el modelo tridimensional del cuello de ganso, se generaron nodos con
incrementos de diez en diez, iniciando del nodo 10 (conexión a la trampa de
diablos) hasta el nodo 270 (conexión a la junta aislante tipo monoblock).
a) b)
Figura 3.12. Cuello de ganso a) Nodos generados, b) Malla y soporteria
Conexión a junta
monoblock
Conexión a trampa
de diablos
Numero de nodos
generados
Soporte
Soporte
Soporte
20”-P-1100-B53A-GC
Malla de la
tubería
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 112
b) Ducto ascendente (plataforma Kambesah)
1) En el modelo tridimensional del ducto ascendente, se generaron nodos con
incrementos de diez en diez, iniciando del nodo 10 (conexión a la junta monoblock)
hasta el nodo 140 (conexión a la brida giratoria de la curva de expansión).
Figura 3.13. Modelo tridimensional ducto ascendente plataforma Kambesah
Conexión a junta
monoblock
Conexión a brida
giratoria
Ducto
ascendente
Soporte guía
Soporte
guía
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 113
3.2.4.2 Caso 2.- Curva de expansión (salida de Kambesah), línea regular y curva de
expansión (llegada a Kutz-TA)
1) En el modelo tridimensional de las curvas de expansión y línea regular, se
generaron nodos, iniciando del nodo 10 (conexión a la brida giratoria del ducto
ascendente de la plataforma Kambesah) hasta el nodo 240 (conexión a la brida
giratoria del ducto ascendente de la plataforma Kutz-TA).
Figura. 3.14. Curva de expansión salida de la plataforma KAMBESAH
Figura 3.15. Línea regular hacia la plataforma KUTZ-TA
Curva de expansión
Línea regular
Brida giratoria
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 114
Figura 3.16. Curva de expansión llegada a la plataforma KUTZ-TA
3.2.4.3 Caso 3.- Ducto ascendente y cuello de ganso (plataforma Kutz-TA)
1) En el modelo tridimensional del ducto ascendente, se generaron nodos con
incrementos de diez en diez, iniciando del nodo 270 (conexión a la junta
monoblock) hasta el nodo 520 (conexión a la brida giratoria de la curva de
expansión). En estos nodos fue posible hacer incidir las cargas actuantes sobre la
tubería ascendente y visualizar sus efectos mediante los desplazamientos causados.
2) Para la tubería cuello de ganso, se generaron nodos con incrementos de diez en diez,
iniciando en 10 (conexión a la trampa de diablos) hasta 270 (conexión a la junta
monoblock), y la tubería a proceso del nodo 280 al 420.
Curva de expansión
Brida giratoria
Restricciones
suelo-tubería
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 115
Figura 3.17. Modelo tridimensional del ducto ascendente llegada a la plataforma KUTZ-TA.
Ducto ascendente
20”
Interconexión con
trampa de diablos
Interconexión con
brida giratoria de
curva de expansión
Interconexión con
cabezal de producción
Nodos
generados
Soporte
Soporte
Soporte
Soporte
Soporte
Soporte
Soporte
Cuello de ganso
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 116
Figura 3.18. Modelo tridimensional de la tubería cuello de ganso llegada a la plataforma KUTZ-TA
y tubería de conexión al cabezal de producción.
3.2.5 Aplicación de condiciones de frontera y carga
Una vez que los casos de estudio de tuberías se han diseñado completamente, la siguiente
etapa corresponde a la verificación de restricciones y cargas.
Las cargas pueden ser aplicadas en los siguientes puntos.
Nodos, soportes.
Tipos de carga: Peso propio (W), Presión (P), Prueba hidrostática (HYD)
Temperatura (T), Viento (WIN), corrientes y oleaje (WAV).
Las cargas de viento se consideran en direcciones X, Z y 45°.
Cuello de ganso
uello de ganso
CUELLO DE GANSO
Soporte
Soporte
Soporte
Soporte
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 117
Las cargas sísmicas se consideran en direcciones X, Z.
La dirección del oleaje se considera a 11° al sur, para la Sonda de Campeche.
En los casos de estudio se establecieron las siguientes condiciones de frontera.
El desplazamiento respecto al eje Y, en sus apoyos y guías.
Todos los desplazamientos fueron restringidos en los anclajes.
La separación de soportes tipo guía y la tubería se considera de 3 mm
3.2.5.1 Cargas de viento con el programa CAESAR II.
Las cargas de viento se generan multiplicando el área de la tubería expuesta, incluyendo el
aislamiento, y teniendo en cuenta él ángulo al viento, por la presión del viento equivalente
y el factor de forma del tubo. Se representará la presión del viento equivalente mediante.
ASCE # 7
La fuerza total del viento sobre el elemento se calcula a partir de:
F = Fuerza del viento sobre el elemento
Peq = Presión equivalente del viento (Presión dinámica)
S = Factor de forma del viento sobre el tubo
A = Área expuesta al viento
Peq se calcula para cada extremo del elemento y se toma la media. El promedio se aplica de
manera uniforme sobre toda la longitud del elemento.
Se utilizará el factor de forma para elementos cilíndricos de 0.65. El factor de forma del
viento se representa de manera distributiva, esto significa que se aplica para todos los
elementos.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 118
En el generador de carga estática del CAESAR, se consideran tres cargas de viento para el
análisis. Se configura el modelo para las direcciones del viento en +X, +Z, y 45° entre XZ.
Utilizando el ASCE #7, método para el cálculo de la presión equivalente se consideran los
siguientes parámetros:
1) Velocidad básica del viento: 200 km/h, equivalente a vientos de un huracán
categoría 3 en escala Saffir-Simpson.
2) Categoría de exposición del viento: 4, por considerarse una zona propensa a
huracanes de acuerdo en lo estipulado en la sección 2.8.4.
3) Clasificación estructural: 3, por considerarse una estructura que representa peligro
para la vida humana en caso de falla, ver sección 2.8.1
4) Factor de importancia: 1.15, correspondiente a una categoría de exposición tipo 4,
ver tabla 2.5.
3.2.5.2 Cargas por sismo con el programa CAESAR II.
La evaluación de la actividad sísmica en el golfo de México, se considera una zona sísmica
baja[3.5], de lo anterior utilizaremos el valor de 0.250g como espectro de aceleración
gravitacional y una duración que comprende de 0.125 a 0.504 segundos, con un periodo de
retorno de 200 años, de acuerdo a lo estipulado en al tabla 2.7, para realizar el análisis
simplificado de sismo, se recurre a la idealización de la acción sísmica mediante fuerzas
estáticas equivalentes de una carga dinámica de sismo, actuando en direcciones +X, +Z.
.
3.2.6 Resultados de Análisis
3.2.6.1 Resultados del Caso 1. Tubería cuello de ganso y ducto ascendente (plataforma
Kambesah)
De acuerdo las condiciones de carga establecidas en la sección 1.9.3.1, a continuación se
muestran los mayores desplazamientos de manera ilustrativa en las figuras 3.19 a 3.25
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 119
a) b)
Figura 3.19. Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas a) prueba hidrostática (WW+HP), b) carga operacional
(W+T1+P1)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 120
c) d)
Figura 3.20. Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas a) Sostenida (W+P1), b) Sostenida + viento (WIN2) en
dirección Z
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 121
e)
Figura 3.21. Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas e) Sostenida (W+P1) + sismo (U1) en dirección X
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 122
Como parte del diseño de la tubería submarina, es necesario verificar que la tubería
ascendente de una plataforma costa afuera responderá adecuadamente ante los esfuerzos
que se presenten durante toda su vida útil. Durante la etapa de operación el ducto
ascendente se encuentra sujeto principalmente a cargas impuestas por la presión y la
temperatura de los fluidos que conducen, así como las cargas ambientales externas debidas
a las corriente marinas, y al oleaje en los tramos ascendentes dentro del agua.
El oleaje tiene la mayor relevancia cuando se presenta una tormenta o un huracán, ya que la
magnitud de las fuerzas que inciden directamente sobre la subestructura de la plataforma se
incrementa considerablemente produciendo desplazamientos que se transmiten al ducto
ascendente afectando su comportamiento. Los datos hidrodinámicos considerados para el
análisis se muestran en la tabla 3.4
Datos hidrodinámicos
Coeficiente de arrastre Cd 0.70
Coeficiente de masa agregada 1.00
Coeficiente de inercia CM 3.29
Coeficiente de levantamiento CI 0.90
Coeficiente de fricción del suelo tubería 0.70
Crecimiento marino 2.5 cm (1.00 pulgada)
Densidad del agua de mar 1024 kg/m3
Densidad del crecimiento marino 1190.23 kg/m3 (0.043 lb/in
3)
Densidad del lastre de concreto 3000 kg/m3 (187.23 lb/ft
3)
Tabla 3.4. Datos hidrodinámicos
En referencia a las cargas de oleaje a las que se encontrará sujeto el ducto ascendente se
estudiaron dos casos. El primero con datos oceanográficos para una tormenta de 10 años
(Tr-10), y el segundo para una tormenta con un periodo de retorno de 100 años (Tr-100),
descritos de la siguiente manera.
Caso 1 tormenta con un periodo de retorno de 10 años (Tr-10)
Definir el perfil oceanográfico, en este caso elegimos usar una perfil lineal.
Conocer la velocidad de la corriente en la superficie, (2.16 ft/s)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 123
Ingresar el ángulo entre el ducto y la corriente (11 grados)
Asignar la teoría de onda, en este caso (Stream function order).
Conocer la profundidad del agua, (150.26 ft)
Ingresar la altura de la ola significante (25.26 ft).
Ingresar periodo de la ola (11.30 segundos).
Ingresar datos del agua de mar (elevación de la superficie libre 38 ft), densidad
del agua de mar 0.037 lb/in3 )
Datos de la corriente (0% de profundidad- velocidad 3.93 ft/s, 50% de
profundidad-velocidad 3.44 ft/s ,y en el fondo 95% de profundidad-velocidad
3.11 ft/s)
Caso 2 tormenta con un periodo de retorno de 100 años (Tr-100)
Conocer la velocidad de la corriente en la superficie, (3.38 ft/s)
Ingresar el ángulo entre el ducto y la corriente
Asignar la teoría de onda, en este caso Stream function order. (ver figura 3.22).
Conocer la profundidad del agua, (150.26 ft)
Altura de la ola significante (46.92 ft)
Ingresar periodo de la ola (13 segundos).
Ingresar datos del agua de mar (densidad del agua de mar).
Datos de la corriente (0% de profundidad-velocidad 4.1 ft/s, 50% de
profundidad-velocidad 3.77 ft/s, y en el fondo 95% de profundidad-velocidad
3.44 ft/s).
Figura 3.22. Teoría de onda de 5° orden función de Stream,
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 124
En este análisis del ducto ascendente de la plataforma Kambesah, se propusieron
desplazamientos propios de la plataforma como se muestra en la tabla 3.5, los cuales fueron
asignados a los nodos correspondientes de la abrazadera fija y deslizable.
DESPLAZAMIENTOS
ABRAZADERA ELEVACIÓN DESPLAZAMIENTO
Fija (+) 10.300 m (33.79 ft) 4.956 in
Deslizable (+) 5.000 m (16.40 ft) 3.972 in
Deslizable (-) 4.000 m (13.12 ft) 2.716 in
Deslizable (-) 11.00 m (36.08 ft) 1.300 in
Deslizable (-) 16.70 m (54.78 ft) 1.939 in
Deslizable (-) 26.200 m (85.95 ft) 1.939 in
Deslizable (-) 36.00 m (118.10 ft) 1.939 in
Deslizable (-) 42.00 m (137.79 ft) 1.939 in
Tabla 3.5. Desplazamientos considerados en el análisis.
f) g)
Figura 3.23. Desplazamientos generados debido a cargas por, f) Prueba hidrostática
(WW+HP), g) Operación (W+D1+T1+P1)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 125
h) i)
Figura 3.24. Desplazamientos generados debido a cargas, h) Sostenida (W+P1),
i) Ocasional (W+T1+P1+WAV1)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 126
j)
Figura 3.25. Desplazamientos generados debido a cargas, j) Ocasional (W+T1+P1+WAV2)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 127
3.2.6.2 Resultados de análisis caso 2. Curva de expansión (salida de Kabesah), línea
regular y curva de expansión (llegada a Kutz-TA)
3.2.6.2.1 Tirante de agua y topografía del fondo marino
Los tirantes de agua a lo largo de la ruta propuesta varían desde aproximadamente
45.800 metros en el punto de origen (KAMBESAH) hasta aproximadamente 49.000 metros
en el punto de destino (KUTZ-TA). La pendiente aparente de la ruta es de
aproximadamente 0.06 % (0.04 grados) hacia el noreste. El fondo marino es plano, ver
figura 3.26, sin rasgos topográficos significativos a lo largo de la mayor parte de la ruta
propuesta. Se considera que la topología del fondo marino a lo largo de la ruta propuesta es
conveniente para el tendido y operación de una tubería submarina [3.6], figura 3.27
Figura 3.26 Imagen del fondo marino derivado de los datos de la ecosonda multibeam en el
corredor KAMBESAH a KUTZ-TA.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 128
Figura 3.27. Mosaico marino derivado de los datos del sistema de sonar de barrido lateral
en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA
3.2.6.2.2 Consideraciones del suelo
De acuerdo a la evaluación de cuatro muestras de gravedad por pistón obtenidas a lo largo
del corredor y a los datos del perfilador somero (figuras 3.28 y 3.29), los suelos
superficiales consisten en arcilla muy blanda y arena arcillosa [3.6].
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 129
Figura 3.28 Datos de perfilador somero que muestran condiciones estratigráficas someras
en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA
Figura 3.29. Datos de perfilador somero que muestran condiciones estratigráficas someras
en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA
Kambesah Kutz-TA Fondo
marino
Arcillas arenosas
Arrecife enterrado
Arcillas arenosas
Arcillas arenosas
Fondo marino
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 130
3.2.6.2.3 Datos del suelo
Coeficiente de fricción, 0.6 para arcilla
Densidad del suelo, 0.02149 lb/pulg3
Profundidad de enterrado de la línea, 39.36 in
Angulo de fricción para la arcilla, 0°.
Esfuerzo cortante del suelo, 0.55 lb/pulg2
3.2.6.2.4 Análisis de sismo en tuberías enterradas
Las principales causas que originan la falla de tuberías enterradas durante la ocurrencia de
un sismo, son los movimientos vibratorios del suelo y la falla. Los primeros inducen en las
tuberías deformaciones axiales cuyas magnitudes generalmente son mucho mayores que las
deformaciones por flexión. La falla del terreno ocasiona deformaciones de magnitudes muy
grandes comparadas con las provocadas por el paso de las ondas sísmicas.
Por lo anterior, los criterios de diseño adoptados se basan en el hecho de que las tuberías
enterradas deberán estar diseñadas para permitir movimientos de expansión y contracción
por medio de juntas, de tal manera que se disipen las fuerzas ocasionadas por el sismo. En
el caso de sistemas continuos generalmente las fallas por el efecto de sismo son
ocasionadas por el pandeo de la tubería y ocurren en zonas cercanas a válvulas y puntos de
intersección.
La evaluación sísmica se realizó con los parámetros mencionados en el apartado 3.2.5.2
De acuerdo las condiciones de carga establecidas en la sección 1.9.4, a continuación se
muestran los mayores desplazamientos de manera ilustrativa en las figuras 3.30 a 3.37
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 131
Figura 3.30. Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)
Figura 3.31. Desplazamientos causados por carga sostenida (W+P1)
Figura 3.32. Desplazamientos causados por carga ocasional (W+P1+U1)
Curva de expansión
salida plataforma
Kambesah
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 132
Figura 3.33. Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)
Figura 3.34. Desplazamientos causados por carga ocasional, Operacional (W+P1) + carga
sísmica (U1) en dirección +X
Línea regular
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 133
Figura 3.35. Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)
Figura 3.36. Desplazamientos causados por carga sostenida (W+P1) en la curva de
expansión
Figura 3.37. Desplazamientos causados por carga ocasional (W+P1+U1)
Curva de expansión llegada a
plataforma Kutz-TA
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 134
3.2.6.3 Resultados del caso 3. Ducto ascendente y cuello de ganso (plataforma Kutz-TA)
De acuerdo las condiciones de carga establecidas en la sección 1.9.4, a continuación se
muestran los mayores desplazamientos de manera ilustrativa en las figuras 3.38 a 3.42
a) b)
Figura 3.38. Desplazamientos generados debido a cargas por, a) Prueba hidrostática
(WW+HP), b) Operacional (W+T1+P1)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 135
c) d)
Figura 3.39. Desplazamientos generados debido a cargas, c) Sostenida (W+P1),
d) Ocasional (W+T1+P1+WAV2)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 136
a) b)
Figura 3.40. Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas a) Prueba hidrostática (WW+HP), b) Operacional
(W+T1+P1)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 137
c) d)
Figura 3.41. Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas a) Sostenida (W+P1), b) Sostenida + viento (WIN2) en
dirección +Z
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 138
e)
Figura 3.42. Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas e) Sostenida
(W+P1) + sismo (U1) en dirección +X
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 139
3.3 REFERENCIAS.
[3.1] DNV-OS-F101, “Submarine Pipeline Systems, p-28, 2010.
[3.2] Code ASME B.31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping System”, 1999..
[3.3] Norma NRF-013-PEMEX-2009 “Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de
México”.
[3.4] API-RP-1111, “Design, Construction, Operation and Maintenance of Offshore
Hydrocarbon Pipelines (Limit State design), 2009.
[3.5] API-RP-2A, “Recommended practice for planning, designing and constructing fixed
offshore platforms-working stress design”, 2007, sec. 2.3.6.b
[3.6] Evaluación geológica, corredor KAMBESAH a KUTZ-TA, bahía de Campeche,
México, No. 03-20103031-7, 2010.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 140
CAPÍTULO 4
“EVALUACIÓN DE RESULTADOS”
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 141
4.1 EVALUACIÓN DE RESULTADOS DEL CÁLCULO DEL ESPESOR DE
PARED.
En la tabla 4.1 se muestran los valores obtenidos en el cálculo del espesor de pared del
oleogasoducto marino de 20”.
ESPESOR API-RP-1111
(1999) DNV-OS-
F101 (2010) ASME B
31.8(2007) NRF-013-PEMEX-
2009
PROPAGACIÓN POR PANDEO API-RP-
1111 (1999)
CALCULADO 0.406 pulg 0.375pulg 0.438 pulg 0.362 pulg 0.438 pulg
INGENIERÍA 0.469 pulg. 0.469 pulg. 0.469 pulg. 0.469 pulg. 0.469 pulg.
Tabla 4.1 Resultados del espesor de pared calculados mediante los diferentes códigos.
De lo anterior se determina que el espesor de pared del oleogasoducto marino de
0.469 pulgadas, propuesto por la ingeniería de licitación cumple con las condiciones
requeridas.
4.2 ESFUERZOS PERMISIBLES
Los esfuerzos admisibles aplicables al análisis de líneas submarinas, bajo condiciones de
presión y temperatura, están basados en el código ASME B31.8 capitulo VIII, en el que se
limita el valor del esfuerzo equivalente al 90% del esfuerzo mínimo de fluencia (SMYS),
para la combinación de esfuerzos producidos por presión y temperatura.
Considerando que la tubería es de acero al carbón API-5L-GR-X52
Esfuerzo admisible = 0.9 SMYS
Esfuerzo admisible = 0.9 (52,000)
Esfuerzo admisible = 46,800 PSI
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 142
4.3 Evaluación de resultados del caso 1 Tubería cuello de ganso y ducto ascendente
(plataforma Kambesah)
a) Cuello de ganso
De las combinaciones de carga propuestos en la sección 1.9.4 para la tubería cuello de
ganso, los resultados más críticos fueron los provocados por las siguientes cargas:
Carga por prueba hidrostática (HYD) WW+HP
En este caso se consideró la tubería llena de agua (WW) y una presión de prueba
hidrostática (HP) en el sistema de 586.71 psi. El esfuerzo máximo presente se muestra en la
tabla 4.2
Carga prueba hidrostática (HYD) WW+HP
Relación de esfuerzos del código (%) 47.6 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 24765.5 50
Tabla 4.2 Esfuerzos máximos presentes por prueba hidrostática
Cargas operacionales (OPE) W+T1+P1
Se consideran cargas por gravedad (W), donde se incluye el peso del acero, recubrimiento
anticorrosivo, además los efectos de presión interna (P) y las cargas debidas a la
temperatura (T). El esfuerzo máximo presente se muestra en la tabla 4.3
Carga operacional (OPE) W+T1+P1
Relación de esfuerzos del código (%) 49.9 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 23357.1 100
Tabla 4.3. Esfuerzos máximos presentes por cargas operacionales.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 143
Carga sostenida (SUS) W+P1
Las cargas sostenidas son las que se derivan del uso previsto del sistema de tuberías y
cargas de otras fuentes. El peso de la tubería, los componentes incluido el líquido y la carga
debido a la presión. Ver tabla 4.4
Carga sostenida (SUS) W+P1
Relación de esfuerzos del código (%) 41.6 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 19445.6 150
Tabla 4.4. Esfuerzos máximos presentes por cargas sostenidas
Cargas ocasionales de viento (OCC) WIN1, WIN2 y WIN3. (X, Z, 45°)
En la tabla 4.5, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes en la tubería
analizada, de acuerdo a las direcciones del viento.
Carga ocasional (OCC) WIN1 (dirección X)
Relación de esfuerzos del código (%) 2.7 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 1256.2 170
Carga ocasional (OCC) WIN2 (dirección Z)
Relación de esfuerzos del código (%) 8.2 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 3841.8 50
Carga ocasional (OCC) WIN3 (a 45° XZ)
Relación de esfuerzos del código (%) 5.5 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 2580.5 50
Tabla 4.5. Esfuerzos máximos presentes por cargas ocasionales por viento en dirección X,
Z y a 45°en XZ
Cargas ocasionales por sismo (OCC) U1, U2
En la tabla 4.6, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes en la tubería
causada por sismo en direcciones X y Z.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 144
Carga ocasional (OCC) U1 (dirección X)
Relación de esfuerzos del código (%) 45.1 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 21087.7 170
Carga ocasional (OCC) U2 (dirección Z)
Relación de esfuerzos del código (%) 40.8 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 19103.1 50
Tabla 4.6. Esfuerzos máximos presentes por cargas ocasionales por sismo en dirección X, Z
Cargas ocasionales (peso de la tubería + temperatura + presión) + (viento en X,
Z, 45 grados)
En la tabla 4.7, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes en la tubería
causada por la combinación de carga sostenida y viento en direcciones X, Z, 45° en XZ.
Carga ocasional (OCC) SUS+WIN1
Relación de esfuerzos del código (%) 50.5 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 23632.1 100
Carga ocasional (OCC) SUS+WIN2
Relación de esfuerzos del código (%) 56.1 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 26263.4 50
Carga ocasional (OCC) SUS+WIN3
Relación de esfuerzos del código (%) 53.4 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 25002.0 50
Tabla 4.7. Esfuerzos máximos presentes por cargas combinadas operacional + viento
Cargas ocasional (peso de la tubería + temperatura +presión) + (sismo en X, Z)
En la tabla 4.8, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes en la tubería
causada por la combinación de carga sostenida y sismo en direcciones X, Z.
Caso de carga ocasional (OCC) SUS+U1
Relación de esfuerzos del código (%) 61.9 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 28984.2 170
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 145
Caso de carga ocasional (OCC) SUS+U2
Relación de esfuerzos del código (%) 58.6 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 27402.5 150
Tabla 4.8. Esfuerzos máximos presentes por cargas combinadas sostenida + sismo
b) Ducto ascendente de salida de la plataforma Kambesah
En este análisis se consideraron desplazamientos actuantes por el oleaje (ver tabla 3.3 de la
sección 3), para la condición de tormenta, en los nodos correspondientes a las abrazaderas
fijas y deslizables.
Se obtuvieron los siguientes resultados en los nodos considerados como críticos del ducto
ascendente de la plataforma Kambesah, como se indican en la tabla 4.9.
Localización Caso de
carga
Esfuerzo
Octaédrico (psi)
Confiable
OPE) W+D1+T1+P1
Nodo 20 Abrazadera Ancla
en Elev. (+)12.650 m (OPE) 19668.9 si
Nodo 40 Abrazadera Guía
en Elev. (+) 5.00 m (OPE) 19668.9 si
Nodo 80 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 4.00 m (OPE) 19204.6 si
Nodo 90 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 11.00 m (OPE) 19089.8 si
Nodo 100 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 16.700 m (OPE) 18996.4 si
Nodo 120 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 26.700 m (OPE) 18840.6 si
Nodo 130 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 36.00 m (OPE) 18679.9 si
(SUS) W+P1
Nodo 20 Abrazadera Ancla
en Elev. (+)12.650 m (SUS) 19668.9 si
Nodo 40 Abrazadera Guía
en Elev. (+) 5.00 m (SUS) 19668.9 si
Nodo 80 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 4.00 m (SUS) 19204.6 si
Nodo 90 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 11.00 m (SUS) 19089.8 si
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 146
Nodo 100 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 16.700 m (SUS) 18996.4 si
Nodo 120 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 26.700 m (SUS) 18840.6 si
Nodo 130 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 36.00 m (SUS) 18679.9 si
(OCC) WAV1, Tormenta de los 10 años
Nodo 20 Abrazadera Ancla
en Elev. (+)12.650 m (OCC) 2641.4 si
Nodo 40 Abrazadera Guía
en Elev. (+) 5.00 m
(OCC) 2592.3 si
Nodo 80 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 4.00 m (OCC) 2840.5 si
Nodo 90 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 11.00 m (OCC) 4529.0 si
Nodo 100 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 16.700 m (OCC) 4667.5 si
Nodo 120 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 26.700 m (OCC) 2696.8 si
Nodo 130 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 36.00 m (OCC) 2095.2 si
(OCC) WAV2, Tormenta de los 100 años
Nodo 20 Abrazadera Ancla
en Elev. (+)12.650 m (OCC) 9895.5 si
Nodo 40 Abrazadera Guía
en Elev. (+) 5.00 m (OCC) 9322.0 si
Nodo 80 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 4.00 m (OCC) 8786.5 si
Nodo 90 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 11.00 m (OCC) 14781.4 si
Nodo 100 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 16.700 m (OCC) 15793.3 si
Nodo 120 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 26.700 m (OCC) 10353.0 si
Nodo 130 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 36.00 m (OCC) 6678.2 si
(OCC) W+T1+P1+WAV1
Nodo 20 Abrazadera Ancla
en Elev. (+)12.650 m (OCC) 19668.9 si
Nodo 40 Abrazadera Guía
en Elev. (+) 5.00 m (OCC) 19668.9 si
Nodo 80 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 4.00 m (OCC) 19204.6 si
Nodo 90 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 11.00 m (OCC) 19089.8 si
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 147
Nodo 100 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 16.700 m (OCC) 18996.4 si
Nodo 120 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 26.700 m (OCC) 18840.6 si
Nodo 130 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 36.00 m (OCC) 18679.9 si
(OCC) W+T1+P1+WAV2
Nodo 20 Abrazadera Ancla
en Elev. (+)12.650 m (OCC) 19668.9 si
Nodo 40 Abrazadera Guía
en Elev. (+) 5.00 m
(OCC) 19668.9 si
Nodo 80 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 4.00 m (OCC) 19204.6 si
Nodo 90 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 11.00 m (OCC) 19089.8 si
Nodo 100 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 16.700 m (OCC) 18996.4 si
Nodo 120 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 26.700 m (OCC) 18840.6 si
Nodo 130 Abrazadera Guía
en Elev. (-) 36.00 m (OCC) 18679.9 si
Tabla 4.9. Esfuerzos generados en el ducto ascendente
4.4 Evaluación de resultados caso 2, curva de expansión (salida de Kambesah), línea
regular, y curva de expansión (llegada a KUTZ-TA).
De las combinaciones de carga propuestos en la sección 1.9.4, para este caso de estudio, se
consideró lo siguiente.
Se utilizó el valor de 0.6 de coeficiente de fricción para un suelo arcillosos, una
densidad del suelo de 0.02149 lb/in3, una profundidad de enterramiento de 1 m
(39.36 in), un ángulo de fricción de la arcilla de 0° y la resistencia al corte del suelo
de 0.55 lb/in2.
Los resultados más críticos fueron los provocados por las siguientes cargas:
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 148
Carga operacional (OPE) W+T1+P1
En la tabla 4.10, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por cargas operativas, peso de la tubería + temperatura + presión.
Caso de carga (OPE) W+T1+P1
Relación de esfuerzos del código (%) 87.4 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 40925.8 215
Tabla 4.10. Esfuerzos máximos presentes por carga operacional.
Carga sostenida (SUS) W+P1
En la tabla 4.11, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por cargas operativas, peso de la tubería + presión.
Caso de carga (SUS) W+P1
Relación de esfuerzos del código (%) 30.5 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 14267.2 41
Tabla 4.11. Esfuerzos máximos presentes por carga sostenida
Carga ocasional (OCC) W+P1+U1
En la tabla 4.12, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por cargas ocasionales, peso + presión + sismo en dirección X
Caso de carga (OCC) SUS+U1
Relación de esfuerzos del código (%) 30.6 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 14339.0 30
Tabla 4.12. Esfuerzos máximos presentes por combinación de cargas (SUS+OCC)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 149
Carga ocasional (OCC) W+P1+U2
En la tabla 4.13, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por cargas ocasionales, peso + presión + sismo en dirección Z
Caso de carga (SUS) SUS+U2
Relación de esfuerzos del código (%) 31 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 14503.5 211
Tabla 4.13. Esfuerzos máximos presentes por combinación de cargas (SUS+OCC)
4.5 Evaluación de resultados caso 3, ducto ascendente y tubería cuello de ganso
(plataforma Kutz-TA)
En este análisis de esfuerzos del ducto ascendente y cuello de ganso, no consideraron
desplazamientos de la plataforma. De lo anterior se obtuvieron los siguientes esfuerzos
máximos en el ducto ascendente y cuello de ganso de la plataforma KUTZ-TA, como se
indican en las siguientes tablas:
Carga por prueba hidrostática (HYD) WW+HP
En este caso se considero la tubería llena de agua (WW) y una presión de prueba
hidrostática (HP) en el sistema de 586.71 psi. El esfuerzo máximo presente se muestra en la
tabla 4.14
Carga de prueba hidrostática (HYD) WW+HP
Relación de esfuerzos del código (%) 47.2 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 24540.4 50
Tabla 4.14. Esfuerzos máximos presentes por carga de prueba hidrostática
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 150
Carga operacional (OPE) W+T1+P1
En la tabla 4.15, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por cargas operacionales, peso de la tubería + temperatura + presión.
Carga operacional (OPE) W+T1+P1
Relación de esfuerzos del código (%) 70.5 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 32999.3 250
Tabla 4.15. Esfuerzos máximos presentes por cargas de operación
Carga sostenida (SUS) W+P1
En la tabla 4.16, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por cargas sostenidas, peso de la tubería + presión.
Carga sostenida (SUS) W+P1
Relación de esfuerzos del código (%) 47.7 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 8351.8 430
Tabla 4.16. Esfuerzos máximos presentes por cargas sostenidas
Carga combinada (SUS+OCC)
En la tabla 4.17, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por carga combinada, carga sostenida peso mas presión (W+P1) y ocasional (viento en X).
Carga combinada (SUS+OCC)
Relación de esfuerzos del código (%) 60.9 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 28498.0 50
Tabla 4.17. Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 151
Carga combinada (SUS+OCC)
En la tabla 4.18, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por carga combinada, carga sostenida peso mas presión (W+P1) y ocasional (viento en Z).
Carga combinada (SUS+OCC)
Relación de esfuerzos del código (%) 51.6 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 24171.7 50
Tabla 4.18. Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)
Carga combinada (SUS+OCC)
En la tabla 4.19, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por carga combinada, carga sostenida peso mas presión (W+P1) y ocasional (viento a 45°).
Carga combinada (SUS+OCC)
Relación de esfuerzos del código (%) 51.9 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 24295.7 110
Tabla 4.19. Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)
Carga combinada (SUS+OCC)
En la tabla 4.20, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por carga combinada, carga sostenida peso mas presión (W+P1) y ocasional (sismo en X)
Carga combinada (SUS+OCC)
Relación de esfuerzos del código (%) 89.4 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 41846.8 50
Tabla 4.20. Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 152
Carga combinada (SUS+OCC)
En la tabla 4.21, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por carga combinada, carga sostenida peso mas presión (W+P1) y ocasional (sismo en Z)
Carga combinada (SUS+OCC)
Relación de esfuerzos del código (%) 47.7 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 8351.8 430
Tabla 4.21. Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)
Carga combinada (SUS+OCC)
En la tabla 4.22, se muestran los resultados de los esfuerzos máximos presentes causados
por carga combinada, carga sostenida peso mas presión (W+P1) y ocasional
(oleaje Tr-100)
Carga combinada (SUS+OCC)
Relación de esfuerzos del código (%) 47.7 Nodo
Esfuerzo Octaédrico (psi) 8351.8 430
Tabla 4.22. Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC) Tr-100
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 153
CONCLUSIONES
En el presente trabajo se analizó el comportamiento estructural del oleogasoducto de 20” de
diámetro, que inicia de la plataforma Kambesah hasta la plataforma Kutz-TA. Se determino
que el sistema presenta esfuerzos generados por cargas de viento, sísmicas, de corrientes y
oleaje, se consideraron velocidades de viento de 200 km/hr, equivalentes a la fuerza
provocada por un huracán categoría 3 en escala Saffir-Simpson, en referencia a la carga
sísmica se supuso un movimiento sísmico de baja intensidad, debido a que la Sonda de
Campeche es considerada una zona sísmica baja, y con respecto a las condiciones de
corriente y oleaje se tomaron datos climatológicos para tormentas con un periodo de
retorno de 10 y 100 años respectivamente. El caso de estudio presento una alta
complejidad al realizar el modelo tridimensional y sus condiciones reales de operación, por
lo cual ha resultado de gran ayuda contar con el apoyo del programa de elemento finito
CAESAR II; Por este motivo se han obtenido resultados que han permitido visualizar y
comprender el problema analizado. Por lo que, el programa basado en elemento finito
resulto ser una herramienta imprescindible para resolver este caso de estudio.
Del análisis por viento, concluimos lo siguiente.
A mayor distancia de separación de los soportes en los tramos atmosféricos del
oleogasoducto se presentan mayores esfuerzos y por consecuencia un aumento en
sus desplazamientos. Además de que la combinación de carga de viento que
impacta en tres direcciones (X, Z, 45°) sobre el ducto, presentan esfuerzos
superiores al 50% de lo permisible estipulado en el código ASME B.31.8 Cap.VIII.
Se concluye que los sistemas instalados costa afuera, se encuentran muy propensos
a sufrir daños, debido a que la zona es muy propensa a fenómenos meteorológicos
como es el caso de los huracanes, ya que las cargas de viento se distribuyen
uniformemente a lo largo de la tubería provocando presiones que generan
desplazamientos en la parte atmosférica del oleogasoducto.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 154
Del análisis sísmico, concluimos lo siguiente.
Debido a que la Sonda de Campeche, es considerada una zona sísmica baja, este
análisis no es considerado como crítico. De acuerdo a lo estipulado por la norma
API-RP-2A-WSD-2007, donde menciona que el nivel de intensidad de la
aceleración de diseño del terreno horizontal en el Golfo de México es inferior a
0.05g, por lo que ningún análisis de sismo es necesario, ya que el diseño lo rigen las
cargas por tormentas. Los desplazamientos y esfuerzos presentes en el
oleogasoducto son menos a los provocados por las cargas hidrodinámicas.
Los resultados obtenidos bajo la carga sísmica en la línea regular, representan el
30% del esfuerzo permisible bajo la acción de la carga combinada donde influye el
peso, presión y movimientos horizontales del suelo en dirección X, Z.
Del análisis hidrodinámico (corrientes y oleajes), concluimos lo siguiente.
Los desplazamientos y esfuerzos ocasionados por cargas hidrodinámicas debido a
las condiciones de una tormenta con un periodo de retorno de 10 años, son
inferiores con los provocados por la tormenta de 100 años.
La zona más afectada por estas condiciones de oleaje, mareas y viento, es la parte
del ducto ascendente a nivel medio del mar, debido a que el oleaje golpea
bruscamente esta zona, provocando esfuerzos y desplazamientos mayores que los
provocados a mayor profundidad.
Los soportes del ducto ascendente trabajan correctamente, el mayor esfuerzo es de
19,668 psi, presente en la abrazadera tipo ancla del ducto ascendente de la
plataforma Kambesah, bajo la condición más crítica de carga, peso, temperatura,
presión y corrientes de una condición de tormenta con un periodo de retorno de 100
años (W+T1+P1+WAV2).
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 155
De las condiciones del suelo sobre la tubería, concluimos lo siguiente.
La trayectoria del ducto submarino, presenta un tipo de suelo arcilloso constante, lo
cual facilitó el análisis de la interacción suelo tubería. Por lo cual no es necesario
proponer el uso de una cama de rocas para prevenir hundimientos lo que provocaría
un exceso de desplazamiento y esfuerzos en la integridad estructural del ducto.
Los resultados obtenidos permiten concluir que no se presentan elementos con esfuerzos
superiores a los permisibles, de acuerdo a lo estipulado por el código ASME B31.8 capitulo
VIII, garantizando la integridad estructural del oleogasoducto.
Si se presentará un huracán de alta categoría o se revisara el ducto debido a mantenimiento,
se debe considerar inspeccionar los puntos críticos siguientes:
La interconexión entre el ducto ascendente y la tubería cuello de ganso
La derivación de la Tee especial con la trampa de diablos.
Las curvas de expansión.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 156
RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS
Este tipo de sistema presenta situaciones a considerar en su análisis, es por ello que se
recomienda continuar con la investigación, con una visión que nos lleve a solucionar
problemas en aguas profundas en el Golfo de México.
Se recomienda que en trabajos futuros, se realicen los siguientes aspectos de análisis.
Desarrollar una investigación sobre los efectos de flotabilidad de un ducto
submarino.
Realizar un análisis de fatiga, que permita determinar los ciclos de vida en un ducto
submarino.
Considerar un análisis de una tubería flexible para aguas profundas con un tirante de
500 a 1500 metros y aguas ultra profundas con un tirante de 1500 a 3000 metros.
Realizar un análisis sísmico de un ducto submarino para zonas altamente sísmicas.
Desarrollar un análisis dinámico para cargas de sísmicas a nivel de resistencia y
ductilidad.
Desarrollar un análisis considerando vientos huracanados, equivalentes a un huracán
categoría 5, en la escala Saffir-Simpson.
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 157
Anexos
D-481.15-P-1010, Diagrama de flujo de proceso
D-481.15-P-1020, Diagrama de tuberías e instrumentación
S-481.15-EA-4120, Plano de abrazaderas ducto ascendente Kambesah
