Análisis de los 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

(1)

cccc

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 M_ÉXICO”.

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

(2)

INSTITUTO

POLITECNICO

NACIONAL

SECRETARiA DE INVESTIGACION Y POSGRADO

En laCiudad de Mexico, D. F. siendo las 13:30 horas del dia 05 del mes de

Diciembre del 2012 _{se reunieron los m}_i_embro_{s d}_{e la C}_o_mi_s_{i6n Rev}_i_s_{ora de la Tes}_i_s_, _d_e_signada

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 OMAR

Apellido paterno Apellido materna Nombre(s)

MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERIA MECANICA

Despues de intercambiar opiniones los miembros de la Comisi6n manifestaron SU APROBAC/ON DE LA TES/S, en virtud de que satisface los requisitos ser'ialados por las disposiciones reglamentarias vigentes.

LA COMISIGN REVISORA Directores de tesis

Tercer Vocal

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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 L a 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. /

(4)

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

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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”.

(6)

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.

(7)

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.

(8)

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.

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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.

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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……… 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.……… ………... 13 1.4.4. Región Norte……….. 15

1.4.5. Región 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 ………. 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

(11)

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

(12)

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

(13)

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

(14)

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

(15)

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

(16)

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

(17)

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………...

(18)

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

(19)

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

(20)

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)

(21)

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/pulg2).

SMYS Specified Minimun Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado dela Tubería), en N/mm2 (lb/pulg2).

h Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, N/mm2 (lb/pulg2).

l Esfuerzo Longitudinal, N/mm2 (lb/pulg2).

 Esfuerzo cortante, N/mm2 (lb/pulg2).

(22)

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

(23)

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/pulg2).

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/pulg2).

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

(24)

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.

(25)

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

(26)

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.

(27)

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].

(28)

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&sectionID=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.

(29)

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].

(30)

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.

(31)

[image:31.612.138.477.199.451.2]

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.

(32)

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.

(33)

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.

(34)

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&sectionID=134&catID=12201#2011

http://www.pemex.com/index.cfm?action=mapa

[4] Descubrimientos Petróleos Mexicanos, comunicación social, 2009.

http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=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.

(35)

“

GENERALIDADES SOBRE SISTEMAS

MARINOS DE PRODUCCIÓN DE

CRUDO Y GAS EN MÉXICO”

(36)

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.

(37)

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

(38)

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]

(39)

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,

(40)

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

(41)

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

(42)

MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 14 Figura 1.2. Ductos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, región marina Noreste.

(43)

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

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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.

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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

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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]

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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