DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS EN EL
GOLFO DE MÉXICO
CONTENIDO CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN ... 7 1. OBJETIVO ... 8 2. ALCANCE ... 8 3. CAMPO DE APLICACIÓN ... 8 4. ACTUALIZACIÓN ... 11 5. REFERENCIAS ... 11 6. DEFINICIONES ... 12 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ... 14 8. DESARROLLO ... 15
8.1 Diseño de Líneas Submarinas ... 15
8.1.1 Consideraciones para diseño ... 15
8.1.1.1 Bases de usuario ... 15
8.1.1.2 Bases de diseño ... 15
8.1.1.3 Selección de la ruta ... 16
8.1.1.4 Estudios Geofísicos y Geotécnicos ... 16
8.1.1.5 Materiales ... 16 8.1.1.5.1 Tubería ... 16 8.1.1.5.2 Accesorios ... 16 8.1.1.6 Solicitaciones ... 16 8.1.1.6.1 Presión ... 16 8.1.1.6.2 Cargas vivas ... 16 8.1.1.6.3 Cargas muertas ... 16 8.1.1.6.4 Cargas dinámicas ... 17
CONTENIDO
CAPÍTULO PÁGINA
8.1.1.6.6 Cargas por contracción y expansión térmica ... 17
8.1.1.6.7 Interacción suelo-tubo ... 17
8.1.1.7 Ducto ascendente... 17
8.1.1.8 Curva de expansión ... 17
8.1.1.9 Conexiones, accesorios, bridas y válvulas ... 18
8.1.1.10 Carrete de monitoreo y pieza de transición ... 18
8.1.1.11 Trampas de diablos ... 18
8.1.1.12 Separación mínima entre líneas regulares ... 18
8.1.1.13 Lastre de concreto ... 18
8.1.1.14 Enterrado del ducto ... 19
8.1.1.15 Crecimiento marino ... 19
8.1.1.16 Cruce submarino ... 19
8.1.1.17 Claros libres ... 19
8.1.1.18 Vorticidad ... 20
8.1.1.18.1 Oscilaciones en dirección paralela con el vector velocidad ... 21
8.1.1.18.2 Oscilaciones en dirección perpendicular con el vector velocidad ... 21
8.1.1.19 Fatiga ... 22 8.1.1.20 Expansión y flexibilidad ... 22 8.1.1.21 Conexiones ramal... 23 8.1.1.22 Análisis hidráulico ... 23 8.1.1.23 Corrosión ... 23 8.1.1.23.1 Corrosión externa ... 23 8.1.1.23.1.1 Recubrimiento anticorrosivo ... 23 8.1.1.23.1.2 Protección catódica ... 23
CONTENIDO
CAPÍTULO PÁGINA
8.1.1.23.2 Corrosión interna ... 24
8.1.2 Clasificación de ductos marinos ... 24
8.1.2.1 Ductos que transportan gases inflamables y/o tóxicos ... 25
8.1.2.2 Ductos que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos ... 25
8.1.2.3 Ductos que transportan fluidos no inflamables y no tóxicos ... 25
8.1.3 Efectos mecánicos ... 25
8.1.3.1 Presión interna ... 25
8.1.3.1.1 Espesor mínimo requerido ... 26
8.1.3.1.1.1 Espesor de diseño ... 27
8.1.3.1.1.2 Tolerancia por corrosión ... 27
8.1.3.1.1.3 Tolerancia por fabricación ... 27
8.1.3.1.1.4 Espesor por temperatura alta para líneas restringidas ... 27
8.1.3.2 Revisión de espesor por otras condiciones ... 28
8.1.3.2.1 Tensión longitudinal (Tu) ... 29
8.1.3.2.2 Presión externa ... 29
8.1.3.2.2.1 Presión de colapso (Pc) ... 29
8.1.3.2.2.2 Propagación de pandeo (Pp) ... 30
8.1.3.2.3 Momento flexionante (Mu) ... 31
8.1.3.2.4 Pandeo global (Cg) ... 31
8.1.3.2.5 Formulaciones de diseño para estados de carga combinados ... 32
8.1.3.2.5.1 Tensión y momento flexionante (Tu-Mu) ... 32
8.1.3.2.5.2 Tensión axial, Momento flexionante y Presión de colapso (Tu-Mu-Pc) ... 32
8.1.4 Estabilidad hidrodinámica ... 33
CONTENIDO
CAPÍTULO PÁGINA
8.1.4.2 Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 10 años ... 36
8.1.4.2.1 Altura de ola y velocidad de corriente ... 36
8.1.4.2.2 Dirección de oleaje y corriente ... 36
8.1.4.2.2.1 Sonda de Campeche y Litoral Tabasco ... 36
8.1.4.2.2.2 Zona Norte y Lankahuasa ... 37
8.1.4.3 Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 100 años ... 38
8.1.4.3.1 Altura de ola y velocidad de corriente ... 38
8.1.4.3.2 Dirección de oleaje y corriente ... 38
8.1.4.3.2.1 Sonda de Campeche y Litoral Tabasco ... 38
8.1.4.3.2.2 Zona Norte y Lankahuasa ... 38
8.1.5 Documentación entregable en diseño ... 39
9. RESPONSABILIDADES ... 39
9.1 Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y empresas filiales ... 39
9.2 Subcomité técnico de normalización de Pemex Exploración y Producción ... 39
9.3 Contratistas ... 40
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES ... 40
11. BIBLIOGRAFÍA ... 40
12. ANEXOS ... 43
Anexo A Información oceanográfica para el Golfo de México ... 43
Anexo B Conversión de la producción de gas y crudo ligero a miles de barriles de crudo pesado equivalente ... 51
0. INTRODUCCIÓN.
El reciente desarrollo de campos en el Golfo de México ha implicado un incremento en la temperatura y la presión de los fluidos recolectados y transportados a los sitios de interés, lo que ha ocasionado un incremento significativo en las fuerzas de compresión en los tramos rectos de la tubería, debido a la restricción térmica ocasionada por su interacción con el suelo. Por consecuencia, la tubería tiende liberar las fuerzas de compresión experimentando una configuración de equilibrio secundario, es decir ocurre el pandeo o el serpenteo. Las condiciones en las cuales el pandeo lateral o vertical ocurre dependen de varios factores tales como la resistencia del suelo, el peso sumergido, las características de la sección transversal y la condición de rectitud final después del tendido.
Consecuentemente, las metodologías de diseño para las tuberías de temperatura alta (TA) y presión alta (PA) difieren sensiblemente del diseño tradicional de tuberías marinas, por tal razón, esta norma establece los criterios que deben tomar en cuenta los ingenieros diseñadores de tubería submarina como son: criterio basado en esfuerzos, criterio basado en deformación y uso de dispositivos mecánicos (no son juntas de expansión) para controlar el desplazamiento lateral. Lo anterior aplicable a ductos que operan a: temperaturas hasta 150°C (302°F), presiones hasta 351,5 kg/cm² (5 000 lb/pulg²) y tirantes de agua hasta 200 m (656,17 pies).
Adicionalmente a los criterios de diseño estructural por TA y PA, se incluyo la actualización de los parámetros oceanográficos para diseño por estabilidad hidrodinámica en la Sonda de Campeche, Litoral Tabasco, Zona Norte y Lankahuasa. En el caso de la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco además de la actualización de los parámetros, se amplio la profundidad hasta 200 m (656,17 pies) y en el caso de la Zona Norte y Lankahuasa, únicamente se actualizaron los parámetros oceanográficos y se continúa con una profundidad de 100 m (328,09 pies).
Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:
• La Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.
• La Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas y su Reglamento. • La Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. • Las Reglas Generales para la Contratación y Ejecución de Obras Públicas.
• Guía para la redacción, estructuración y presentación de las normas mexicanas NMX-Z-13/1-1997. • Guía para la emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. • Políticas, bases y lineamientos en materia de obras públicas y servicios relacionados con las mismas,
para Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.
Participaron en su elaboración: Organismos Subsidiarios de PEMEX e Instituciones que se indican a continuación:
• Pemex Exploración y Producción (PEP). • Petróleos Mexicanos.
• Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).
• Supervisión y Desarrollo de Proyectos Marinos, S.A. de C.V. • Sacmag de México, S.A. de C.V.
1. OBJETIVO.
Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir para la contratación de los servicios de ingeniería de diseño de líneas submarinas para el transporte de hidrocarburos, localizadas en el Golfo de México.
2. ALCANCE.
Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos para el diseño de ductos marinos de tubería de acero al carbono para las siguientes condiciones:
• Temperatura hasta 150°C (302°F).
• Presiones hasta 351,5 kg/cm² (5 000 lb/pulg²).
• Profundidades hasta 200 m (656,17 pies) en la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco. • Profundidades hasta 100 m (328,09 pies) en la Región Norte y Lankahuasa.
Tanto entre plataformas como en la llegada a la costa, así como en interconexiones con líneas existentes o pozos submarinos, 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. Cubre consideraciones generales para el diseño así como la clasificación de los ductos de acuerdo a la zonificación y al tipo de fluido que transporta. Se indican las expresiones y los factores de seguridad que se deben utilizar para las diferentes solicitaciones a las que está sujeta la línea. Incluye los criterios para la estabilidad hidrodinámica tanto en la fase de instalación como en la fase de operación, así como los parámetros oceanográficos que se deben utilizar de acuerdo a las diferentes regiones del Golfo de México.
Esta norma no es aplicable a tuberías flexibles o tuberías fabricadas de otros materiales como plásticos reforzados con fibra de vidrio.
3. CAMPO DE APLICACIÓN.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que, debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
Esta norma es aplicable en el diseño de líneas submarinas localizadas en el Golfo de México, en las profundidades y las zonas delimitadas por las coordenadas que se indican a continuación y que se muestran en la Figura 1.
Coordenadas Geográficas.
• N19° 00’, W93° 30’, N18° 26’ y W92° 00’ (Litoral Tabasco), hasta 200 m (656,17 pies). • N20° 10’, W92° 40’, N18° 55’ y W91° 55’ (Sonda de Campeche), hasta 200 m (656,17 pies).
• N20° 42’, W97° 31’, N22° 18’ y W96° 56’ (Zona Norte), hasta 100 m (328,09 pies). • N20° 30’, W96° 53’, N20° 40’ y W96° 39’; N20° 10’, W96° 14’ y N19° 59’, W96° 29’
(Zona Lankahuasa), hasta 100 m (328,09 pies).
Coordenadas UTM, de acuerdo al North American Datum of 1927 (Datos para Norte América de 1927), información basada en el elipsoide Clarke 1866.
Coordenadas UTM. • X = 447 373,74; Y = 2 100 776,37; X = 605 606,89; Y = 2 038 297,81 (Litoral Tabasco). • X = 534 832,24; Y = 2 229 827,27; X = 614 084,44; Y = 2 091 831,16 (Sonda de Campeche). • X = 654 482,43; Y = 2 289 517.91; X = 712 908,04; Y = 2 467 346,73 (Zona Norte). • X = 720 748,47; Y = 2 268 106,98; X = 744 826,52; Y = 2 286 894,87; X = 789 192,66; Y = 2 232 200,77; X = 763 353,54; Y = 2 211 483,01; (Zona Lankahuasa). Sonda de Campeche Litoral Tabasco Zona Norte Lankahuasa 87° -86° 24° 22° 20° 18° 16° -98° -97° -96° -95° -94° -93° -92° -91° -90° -89° -88° - N E S W
Figura 1. Zona de aplicación de la Norma.
Los lineamientos de diseño que se establecen en este documento aplican para la zonificación de líneas submarinas que se indican en la Figura 2.
Figura 2. Zonificación de una línea submarina.
NOTA: En caso de no existir trampa de diablos, se considera línea submarina hasta las válvulas de bloqueo 1 y 3
SALIDA DE / LLEGADA A PLATAFORMA LÍNEA SUBMARINA TUBERÍA DE PROCESO 2 1 3 TRAMPA DE DIABLOS DETALLE 1
4. ACTUALIZACIÓN.
Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEP, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, a través del Comité de Normalización de PEMEX, procederá a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX. Sin embargo, esta norma se debe revisar y actualizar, al menos cada cinco (5) años o antes, si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo requieren.
Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a:
Pemex Exploración y Producción. Subcomité Técnico de Normalización.
Bahía de Ballenas #5, Edificio “D”, Planta Baja. Col. Verónica Anzures.
11311 México, D.F.
Teléfono directo: 19-44-92-86.
Conmutador: 19-44-25-00, extensiones: 3-26-90 y 3-80-80. Correo electrónico: [email protected]
5. REFERENCIAS.
NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.
ISO 14723:2001 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems - Subsea pipeline valves. (Industrias del petróleo y gas natural - Sistemas de transporte por ductos - Válvulas para ductos marinos).
NRF-001-PEMEX-2007 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos. NRF-005-PEMEX-2000 Protección interior de ductos con inhibidores.
NRF-026-PEMEX-2008 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas. NRF-030-PEMEX-2006 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte
y recolección de hidrocarburos.
NRF-033-PEMEX-2003 Lastre de concreto para tuberías de conducción.
NRF-047-PEMEX-2007 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica.
NRF-053-PEMEX-2006 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales.
NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y accesorios para ductos de recolección y transporte de hidrocarburos. NRF-178-PEMEX-2007 Trampas de diablos en plataformas marinas.
NRF-229-PEMEX-2008 Estudios geofísicos y geotécnicos para la instalación de plataformas marinas y líneas submarinas.
6. DEFINICIONES.
6.1 Abrazaderas: Accesorio que sirve para soportar el ducto ascendente a la pierna de la plataforma. 6.2 Abrazadera ancla: Accesorio que proporciona restricciones totales en cuanto a desplazamientos y
giros en el ducto ascendente.
6.3 Abrazadera guía: Accesorio que no proporciona restricción al desplazamiento en el eje longitudinal del ducto ascendente.
6.4 Cabezal submarino: Instalación terminal con preparaciones para conexiones a instalaciones adicionales (ver figura 2).
6.5 Carrete de monitoreo: Tramo de tubería con una junta de fábrica en su parte central y que sirve para identificar las lecturas de los diablos instrumentados.
6.6 Claro libre: Tramo o longitud de tubería que no se encuentra soportada por elementos que restrinjan su movimiento o por el suelo marino.
6.7 Cruce submarino: Lugar donde dos ductos marinos se cruzan en su ruta.
6.8 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 (ver figura 2).
6.9 Defensa: Estructura que se fija a la plataforma y protege al ducto ascendente contra impactos.
6.10 Diablo: Dispositivo o equipo que es insertado en el ducto para realizar funciones de limpieza e inspección del mismo.
6.11 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 los hidrocarburos (Líquidos o Gases) y otros fluidos.
6.12 Ducto ascendente: Tramo de tubería que conecta la trampa de diablos o tubería de cubierta con la curva de expansión (ver figura 2).
6.13 Equivalente: Documento normativo nacional o extranjero (Norma, Código, Especificación, Estándar o Práctica Recomendada) que no es Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana (NMX), o Norma Internacional (ISO o IEC) y que contiene, como mínimo los parámetros y conceptos que se requieren evaluar y que se establecen como requisitos, además de valores y características (físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza) iguales o mejores a las del documento normativo al que hace referencia la presente norma.
6.14 Esfuerzo: Es la relación entre la fuerza aplicada y el área de aplicación, se expresa en N/mm2 o lb/pulg2.
6.15 Esfuerzo de cedencia mínimo especificado (SMYS): Es la resistencia a la cedencia mínima indicada por las especificaciones del fabricante de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2).
6.16 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).
6.17 Fase de instalación: Es el periodo de tiempo comprendido desde el tendido de la línea submarina hasta el inicio del transporte del fluido.
6.18 Fase de operación: Es el periodo de tiempo comprendido desde el inicio del transporte del fluido hasta el final de la vida útil de la línea submarina.
6.19 Junta aislante: Accesorio que sirve para aislar eléctricamente a la tubería aérea de la sumergida. 6.20 Línea regular: Sección de tubería comprendida entre las curvas de expansión (ver figura 2).
6.21 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.
6.22 Pandeo global: Modo de pandeo que afecta una longitud determinada de la tubería, normalmente incluye varias uniones soldadas y no implica deformación de la sección transversal de la tubería.
6.23 Pieza de transición: Sección de tubería de una longitud mínima igual a su diámetro y de la misma especificación de material del ducto, que se utiliza para unir tramos de espesores diferentes.
6.24 Presión alta: Presión de operación del ducto desde 105,5 kg/cm² (1 500 lb/pulg²) hasta 351,5 kg/cm² (5 000 lb/pulg²).
6.25 Presión de diseño: Es la presión interna a la que se diseña el ducto y es igual a 1,1 veces la presión de operación máxima.
6.26 Presión de operación máxima: Es la presión máxima a la que se espera que un ducto sea sometido durante su operación.
6.27 Presión hidrostática: Es la presión 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.
6.28 Presión hidrodinámica: Es la presión por efecto de la columna de agua correspondiente a las condiciones hidrodinámicas de mareas más el 70% de la columna hidrodinámica de agua debido al oleaje asociado al periodo de recurrencia del diseño aceptado.
6.29 Presión externa (Pext): Es la suma de la presión hidrostática más la presión hidrodinámica.
6.30 Presión interna (Pint): Es la presión generada en las paredes internas de la tubería por efecto del fluido
transportado.
6.31 Presión de colapso (Pc): Es la capacidad característica de la tubería en contra de una sobrepresión externa.
6.32 Presión de propagación (Pp): Es la capacidad característica para continuar una propagación de pandeo a lo largo de la tubería.
6.33 Ramal: Línea secundaria que se conecta a un ducto principal (ver figura 2).
6.34 Solicitación: Carga de tipo estático o dinámico que actúa en el ducto y que debe ser considerada durante el diseño.
6.35 Te de flujo radial: Accesorio con inclusión de ranuras que permite el libre paso del diablo.
6.36 Temperatura alta: Temperatura de operación del ducto, mayor de 90°C (194°F) y hasta 150°C (302°F). 6.37 Tubería de cubierta: Tubería localizada en la cubierta de la plataforma a partir de la trampa de diablos
o de la primera válvula de bloqueo sobre cubierta (ver figura 2).
6.38 Trampa de diablos (Lanzador/Recibidor): Equipo utilizado para fines de envío o recibo de diablos (ver figura 2).
6.39 Longitud de transición: Sección de tubería que conecta la tubería enterrada con la tubería sobre el lecho marino (ver figura 2).
7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.
AGA American Gas Association (Sociedad Americana de Gas). API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
ASME American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos). ASTM American Society of Testing Materials (Sociedad Americana de Pruebas de Materiales). CSS Categorías de Seguridad y Servicio.
IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).
ISO International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización). MBCPED Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diario.
NAD27 The North American Datum of 1927 (Datos para Norte América de 1927), información basada en el elipsoide Clarke 1866.
NMM Nivel Medio del Mar. NRF Norma de Referencia.
PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. PEP Pemex Exploración y Producción.
SMTS Specified Minimum Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo), en N/mm2 (lb/pulg2).
SMYS Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería), en N/mm2 (lb/pulg2).
σh Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm 2
(lb/pulg2). σl Esfuerzo longitudinal, en N/mm
2
(lb/pulg2). τ Esfuerzo cortante, en N/mm2 (lb/pulg2). ° Grados.
8. DESARROLLO.
8.1 Diseño de Líneas Submarinas. 8.1.1 Consideraciones para diseño.
Las líneas submarinas a excepción de los ramales, deben diseñarse para que se puedan hacer inspecciones con diablo instrumentado, seleccionando accesorios adecuados para tal efecto.
8.1.1.1 Bases de usuario. El área usuaria de PEMEX que solicite el diseño de un sistema de ductos para la transportación de hidrocarburos, debe expedir las bases de usuario donde se indiquen las características técnicas y parámetros de calidad que el ducto debe cumplir. La mínima información que debe contener este documento es:
• Descripción de la obra. • Alcance del proyecto. • Vida útil de diseño.
• Localización (llegada y salida).
• Preparaciones para interconexiones futuras. • Condiciones de operación.
• Características del fluido a transportar. • Volumen a transportar.
• Información sobre la trayectoria de la línea. • Requerimientos de inspección y mantenimiento. • Instrumentación y dispositivos de seguridad.
• Norma de referencia NRF-001-PEMEX-2007 aplicable para las especificaciones de la tubería. • Normas y especificaciones a utilizarse en el proyecto.
Con esta información el diseñador debe elaborar las bases de diseño conforme se indica en el siguiente párrafo.
El diseñador debe solicitar a PEMEX los estudios geofísicos y geotécnicos de la trayectoria de la línea.
8.1.1.2 Bases de diseño. La información mínima que deben contener las bases de diseño y que debe elaborar el contratista, es la siguiente:
• Características físicas y químicas del fluido (Información suministrada por el usuario). • Especificaciones del material de la tubería y componentes.
• Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación (información suministrada por el usuario).
• Condiciones de carga sobre el ducto durante su instalación, operación y mantenimiento (Ver 8.1.1.6). • Espesor adicional por corrosión.
• Filosofía de operación.
• Sistemas de protección para prevención de corrosión interior y exterior del ducto. • Información geofísica y geotécnica del suelo.
• Información meteorológica (Alturas y dirección de ola, velocidad y dirección de corriente y tormenta de diseño).
• Requerimientos adicionales de diseño para construcción, operación y mantenimiento. • Normas y especificaciones a utilizarse en el proyecto.
8.1.1.3 Selección de la ruta. La ruta de una línea submarina debe seleccionarse tomando en cuenta la seguridad del personal, la protección del medio ambiente y la probabilidad de daño del ducto u otras instalaciones. Para su selección, se deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones como mínimo:
• Tráfico de embarcaciones. • Actividad pesquera. • Instalaciones costafuera. • Líneas existentes.
• Características del fondo marino (Inestable, irregular y otros). • Accidentes, fallas o peligros potenciales (Reporte geotécnico). • Actividad sísmica.
• Obstrucciones.
• Futuros desarrollos en el área y métodos de instalación aplicables. • Áreas ecológicamente sensibles y protegidas.
8.1.1.4 Estudios Geofísicos y Geotécnicos. Una vez definida la ruta del ducto, el contratista debe solicitar a PEMEX la información geofísica y geotécnica del corredor donde se pretenda construir el ducto, la cual debe cumplir con lo indicado en el numeral 8.1 de la NRF-229-PEMEX-2008.
8.1.1.5 Materiales.
8.1.1.5.1 Tubería. La tubería que se utilice en el diseño de ductos marinos debe cumplir con lo establecido en la norma de referencia NRF-001-PEMEX-2007, tanto para servicio de hidrocarburos amargos como no amargos.
8.1.1.5.2 Accesorios. Las bridas, conexiones soldables, espárragos, tuercas, empaques y demás accesorios utilizados en las líneas submarinas de transporte de hidrocarburos, deben satisfacer los requisitos de composición química, capacidad mecánica, fabricación, componentes y calidad indicados en la NRF-096-PEMEX-2004.
Las válvulas que vayan a instalarse bajo el NMM deben cumplir los requerimientos de la ISO 14723:2001. Las válvulas que vayan a instalarse sobre el NMM deben cumplir los requerimientos de la NRF-211-PEMEX-2008.
El uso de las bridas de desalineamiento y las tes de flujo queda a criterio del diseñador y sus especificaciones y características deben estar conforme a catalogo del fabricante y adecuados para el servicio.
8.1.1.6 Solicitaciones. Deben identificarse y tomarse en cuenta en el diseño de líneas submarinas, todas las cargas que pueden causar o contribuir a una falla en el ducto, considerando al menos las siguientes:
8.1.1.6.1 Presión. Los ductos deben diseñarse para soportar una presión interna de diseño, la cual debe ser igual a 1,1 veces la presión de operación máxima (Pom). Debe considerarse en el diseño el diferencial positivo máximo posible entre la presión interna de diseño y la presión externa.
8.1.1.6.2 Cargas vivas. Incluyen el peso del fluido transportado y cualquier otro material externo como crecimiento marino, que se encuentre adherido al ducto.
8.1.1.6.3 Cargas muertas. Se deben considerar las cargas muertas impuestas al ducto, las cuales incluyen el peso propio del tubo, componentes o accesorios, recubrimientos y colchón de suelo en caso de existir y presión externa. Las cargas muertas son de especial importancia cuando se tengan tramos de tubería sin soportar.
8.1.1.6.4 Cargas dinámicas. El diseño debe considerar las cargas dinámicas y los esfuerzos que éstas producen en la tubería. Estas incluyen impacto, vibración debida a los vórtices generados por la corriente, oleaje, sismo, movimiento del suelo.
8.1.1.6.5 Incremento de presión por expansión del fluido. El diseño debe tomar en cuenta el incremento de presión ocasionado por el calentamiento del fluido transportado.
8.1.1.6.6 Cargas por contracción y expansión térmica. Se deben tomar las medidas necesarias para considerar los efectos por expansión y contracción térmica en los sistemas de tubería.
8.1.1.6.7 Interacción suelo-tubo. En el diseño debe considerarse la interacción entre el suelo del lecho marino y la tubería, para determinar los desplazamientos longitudinales y las deformaciones de ésta última.
La interacción suelo-tubo depende de las características del suelo (resistencia al corte y propiedades de deformación), la tubería (peso sumergido, diámetro y rugosidad de la superficie) y las cargas.
8.1.1.7 Ducto ascendente. El ducto ascendente debe ser instalado por la parte exterior de la plataforma y estar apoyado en la misma por medio de abrazaderas (anclas y guías), las cuales deben diseñarse para la combinación de cargas críticas, se debe evitar colocar ductos ascendentes en el área tanto de pozos como de cunetas de deslizamiento. En caso de ser necesaria la colocación de más de dos ductos ascendentes en una misma pierna, se debe realizar los análisis de cargas correspondientes. Tanto en las anclas como en las guías se debe colocar un material aislante para evitar contacto entre el ducto ascendente y la plataforma. La separación y diseño de las abrazaderas debe definirse con base al análisis estructural considerando: peso propio, presión, temperatura y fuerza producida por oleaje y corriente y un análisis por vorticidad, tanto para la fase de instalación como de operación.
Se debe colocar un sistema de protección para atenuar la temperatura en la zona de mareas y oleaje, el cual debe extenderse 4,00 m (13,13 pies) en la parte aérea y 3,00 m (9,85 pies) en la parte sumergida considerando el NMM. El sistema puede ser de material metálico o no metálico, y debe cumplir con los requerimientos de la Especificación Técnica P.2.0721.04-2008.
La unión entre el ducto ascendente y la curva de expansión debe diseñarse de tal forma que sea una conexión sencilla pero que asegure hermeticidad e integridad estructural bajo las condiciones de carga especificadas.
El ducto ascendente se debe proteger contra impactos de embarcaciones (lanchas de pasaje o abastecedores) con una estructura (defensa) fija a la plataforma en la zona de mareas y oleaje, fabricada con acero ASTM A 36, API 5L Grado B o equivalente.
8.1.1.8 Curva de expansión. El diseño de la curva de expansión debe garantizar la flexibilidad suficiente para absorber las cargas en condiciones generadas durante la operación y en condiciones de tormenta de la plataforma, pudiendo tener la configuración de una Z o de una L. Los cálculos de la expansión deben considerar la interacción entre el ducto y el suelo marino. La curva de expansión incluye un tramo de tubería recta superficial al lecho marino de 30 metros después del último codo horizontal, más una longitud de transición donde inicia el enterrado hasta unirse con la línea regular. Está longitud de transición, se debe obtener mediante el radio de curvatura permisible para no exceder el 18% del SMYS. Además se debe revisar que no exceda el esfuerzo combinado permisible.
Se deben diseñar elementos atiesadores para la curva de expansión cuando el análisis estructural lo requiera, y el plano de ingeniería debe indicar con una nota que éstos deben retirarse una vez instalada y conectada la misma con el ducto ascendente y la línea regular.
8.1.1.9 Conexiones, accesorios, bridas y válvulas. Todas las conexiones, accesorios, bridas y válvulas de preferencia deben tener el mismo diámetro interno de la tubería. Asimismo, todas las válvulas deben ser de paso completo.
En caso de que sean diferentes los diámetros internos de la tubería y de la conexión, accesorio o válvula a unir, el diseño de la unión soldada debe hacerse de acuerdo a lo indicado en la sección 8.2.12.1 de la NRF-030-PEMEX-2006. Si el esfuerzo de cedencia del accesorio es diferente al de la tubería, el material de soldadura debe tener propiedades mecánicas por lo menos iguales al elemento de mayor resistencia.
Los empaques de las bridas deben resistir tanto la presión máxima como las fuerzas de instalación a las que están expuestas.
El contratista debe realizar el estudio de la filosofía de operación de la línea, para determinar la necesidad de colocar válvulas de seccionamiento en lugares en que las condiciones de operación y mantenimiento así lo requieran.
Las válvulas que se instalen en el fondo marino deben protegerse con una estructura metálica fabricada en acero ASTM A 53 Grado B, API 5L Grado B o equivalente para evitar que sean dañadas por anclas.
Se deben colocar válvulas de paro de emergencia de tal manera que la línea opere con seguridad y que se puedan evitar daños tanto al medio ambiente como a las instalaciones en caso de emergencia. Las válvulas deben estar en lugares accesibles y protegidas con una estructura metálica fabricada en acero ASTM A 53 Grado B, API 5L Grado B o equivalente, localizadas preferentemente entre el ducto ascendente y la trampa de diablos o conexión a tubería de proceso.
8.1.1.10 Carrete de monitoreo y pieza de transición. A cada kilómetro se debe colocar un carrete de monitoreo para efecto de identificar la localización de las lecturas de los diablos instrumentados. Dicho carrete consiste de un tramo de tubería con una junta de fábrica a la mitad del mismo, la cual no debe llevar relleno de poliuretano ni fleje con aluminio, únicamente se debe aplicar recubrimiento anticorrosivo con el objeto de facilitar su localización.
La pieza de transición para unir la línea regular con la tubería de la zona “B”, debe ser de longitud mínima igual a un diámetro. Debe tener un espesor de pared igual al de mayor espesor y con extremos biselados. La pieza de transición únicamente se utilizará cuando la diferencia de espesores de pared entre las tuberías a unir sea mayor de 2,38 mm (3/32 pulg.). Las piezas de transición se fabricarán con la misma especificación de material de la tubería.
8.1.1.11 Trampas de diablos. El diseño, los componentes del paquete y las dimensiones necesarias para las trampas de envío y recibo de diablos deben cumplir con los requerimientos de la NRF-178-PEMEX-2007.
8.1.1.12 Separación mínima entre líneas regulares. La distancia mínima que debe existir entre dos líneas submarinas con ruta paralela, es de 20 m (65,62 pies).
8.1.1.13 Lastre de concreto. Se debe efectuar un análisis de estabilidad hidrodinámica conforme al inciso 8.1.4 para determinar un espesor de lastre de concreto. En el caso de las curvas de expansión, éstas deben llevar lastre de concreto hasta donde inicia el codo vertical para subir a la plataforma. El espesor mínimo del lastre de concreto es de 25,4 mm (1 pulg.) con una tolerancia máxima de +6,35 mm (0,25 pulg.), y las características del concreto deben cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-033-PEMEX-2003.
8.1.1.14 Enterrado del ducto. El contratista debe enterrar la línea en el fondo marino de tal manera que quede 100% cubierta con material de relleno para protegerla contra las fuerzas hidrodinámicas y contra daños externos. La capa de protección de suelo sobre la tubería debe ser mínimo de 1,00 m (3,28 pies).
La estabilidad hidrodinámica debe revisarse para la fase de instalación de acuerdo a lo indicado en el inciso 8.1.4. Únicamente en aquellos casos en los cuales no sea posible el enterrado de la línea, por ejemplo una longitud muy corta, cuando existan instalaciones cercanas que no permitan el enterrado o como resultado del análisis de flexibilidad, se permite que la línea se instale superficialmente, en cuyo caso se debe revisar la estabilidad hidrodinámica para la fase de operación de acuerdo al inciso 8.1.4.
Las líneas que lleguen a la costa, en caso de no existir estudios particulares del sitio, se deben enterrar con un espesor de suelo sobre la tubería mínimo de 3,00 m (9,84 pies) a partir de tirantes de agua de 5,00 m (16,4 pies) de profundidad hasta la línea de playa.
8.1.1.15 Crecimiento marino. Debe tomarse en cuenta el efecto del crecimiento marino duro, alrededor del ducto ascendente para fines de análisis de vorticidad y cargas en condiciones de tormenta, el cual debe considerarse como el promedio de las mediciones registradas en los últimos cinco reportes de inspección para diferentes alturas en el ducto. En caso que no se cuente con esta información, se debe tomar un espesor de 2,5 cm (1 pulg.), lo cual también aplica para ductos nuevos.
8.1.1.16 Cruce submarino. En un cruce, la separación vertical mínima, de paño a paño considerando el lastre de concreto, entre dos tuberías debe ser de 1,00 m (3,28 pies). El ángulo entre dos líneas que se cruzan debe ser lo más cercano a 90° preferentemente no menor a 30°. De preferencia se deben evitar los cruces en la zona de curvas de expansión, en caso de no ser posible, se debe evitar restringir y revisar la flexibilidad de la línea existente.
De preferencia, previo análisis de factibilidad, se debe aumentar el nivel de enterrado del ducto existente, de tal manera que se cumpla con la separación mínima entre paño y paño, y cumplir con el requerimiento de 1,00 m (3,28 pies) de enterrado de la línea nueva. Entre las dos líneas se debe colocar un elemento protector a base de sacos de arena-cemento o malla lastrada, para asegurar dicha separación. La configuración final de la línea existente, debe garantizar un nivel de esfuerzo equivalente no mayor del 90% del SMYS.
En caso de presentarse limitaciones para bajar la línea existente, se puede realizar el cruce con radio de curvatura o mediante el diseño de una pieza puente formada por codos y tramos rectos, de tal manera que exista la separación mínima de 1,00 m (3,28 pies) entre las dos líneas. En el caso de pieza puente, se debe colocar una cama de sacos de arena-cemento o malla lastrada para que se apoyen ambos codos (inicio y término de la pieza puente), así como entre las dos líneas y arriba de la pieza puente, de tal manera que el fluido que se transporta no provoque levantamientos de la misma. Se debe realizar un análisis hidráulico detallado para definir el efecto que tendrá ésta en el comportamiento del fluido. Los codos utilizados en la pieza puente deben ser mínimo de 3 diámetros de radio de tal manera que se permita el paso del diablo instrumentado. Para el caso de radio de curvatura, la configuración final de la línea, debe ser tal que el radio mínimo, bajo ninguna circunstancia genere esfuerzos mayores a un 18% del esfuerzo de cedencia mínimo especificado. Además, se debe revisar que no exceda el esfuerzo combinado permisible.
8.1.1.17 Claros libres. Se debe limitar la longitud de los claros libres tanto en la línea regular como en el ducto ascendente, de tal manera que siempre se cumpla con los esfuerzos circunferenciales y longitudinales permisibles, así como con los criterios de pandeo, vorticidad y fatiga indicados en este documento. Para efectos de análisis, se debe considerar como mínimo lo siguiente:
• Condiciones de soporte (frontera) en los extremos. • Interacción con claros adyacentes.
• Vibraciones inducidas por viento, oleaje y corriente. • Tensión en la tubería.
• Erosión del suelo adyacente a la tubería. • Depresión del lecho marino.
8.1.1.18 Vorticidad. La vorticidad debida al flujo transversal del agua de mar actuando en un tramo libre induce oscilaciones tanto normales como perpendiculares al vector de flujo, pudiéndose presentar oscilaciones de gran amplitud (resonancia) si la frecuencia de la vorticidad se encuentra cercana a la frecuencia natural de vibración del claro libre. La frecuencia de vorticidad debe obtenerse con la siguiente expresión:
D StV fv= 1 donde: fv Frecuencia de vorticidad, Hz. St Número de Strouhal = 0,2
V Velocidad del flujo perpendicular al eje de la tubería, m/seg (pies/seg). D Diámetro externo total incluyendo el crecimiento marino, m (pies).
Para el cálculo de la velocidad del flujo se debe considerar la altura de ola máxima para Zona B y altura de ola significante para Zona A. La vorticidad debe revisarse para periodos de retorno de 10 y 100 años.
La frecuencia de excitación por vorticidad no debe estar dentro del rango de 0,8Fn y 1,2Fn, siendo Fn la frecuencia natural de la tubería, la cual se obtiene de la siguiente expresión:
2 / 1 e 2 claro m EI L C Fn ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ ⎟ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎜ ⎝ ⎛ = 2 donde:
C Constante que depende de las condiciones de apoyo.
= π/2 Para tramos simplemente apoyados y 3,50 para tramos restringidos. Lclaro Longitud del claro, cm (pulg.).
E Modulo de elasticidad del acero, kg/cm2 (lb/pulg2). I Momento de inercia del acero, cm4 (pulg4).
me Masa efectiva por unidad de longitud kg/cm (slug/pie).
Para la determinación de los rangos de velocidad donde pueden ocurrir oscilaciones producidas por la vorticidad, se deben utilizar los siguientes dos parámetros:
FnD V Vr= 3 2 e D m 2 Ks ρ δ = 4 donde:
Vr Velocidad reducida, m/seg (pies/seg). Fn Frecuencia natural de la tubería, Hz. Ks Parámetro de estabilidad.
δ Decremento logarítmico del amortiguamiento estructural. ρ Densidad del agua, kg/m3 (lb/pie3).
La masa efectiva por unidad de longitud de tubería se obtiene de la expresión:
(
W W W W W C W)
/gme = t+ r + cm+ l + c + m a 5 donde:
Wt Peso del tubo, (kg/m) (lb/pie).
Wr Peso del recubrimiento anticorrosivo, (kg/m) (lb/pie). Wcm Peso del crecimiento marino, (kg/m) (lb/pie).
Wl Peso del lastre de concreto, (kg/m) (lb/pie). Wc Peso del contenido, (kg/m) (lb/pie).
Wa Peso del agua, (kg/m) (lb/pie).
Cm Coeficiente de masa agregada de acuerdo a la figura 3. g Gravedad, m/seg2 (pies/seg2).
8.1.1.18.1 Oscilaciones en dirección paralela con el vector velocidad. La vorticidad puede generar oscilaciones que hagan entrar en resonancia al tubo cuando se tengan valores de Vr entre 1,0 y 3,5 y de Ks ≤ 1,8.
8.1.1.18.2 Oscilaciones en dirección perpendicular con el vector velocidad. Pueden ocurrir oscilaciones perpendiculares al vector velocidad cuando Ks ≤ 16 y cuando Vr se encuentra entre los valores máximo y mínimo definidos en la figura 4.
En caso de obtenerse valores de Vr y Ks como los indicados en 8.1.1.18.1 y 8.1.1.18.2, se debe modificar la separación de las abrazaderas (ducto ascendente) o reducir los claros libres (tubería submarina).
Figura 3. Valores recomendados para el coeficiente de masa agregada, Cm para tubería.
0
0
0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 1.0 2.0 3.0 2.29 Cm H D 0 0 H/D8.1.1.19 Fatiga. En línea regular y ducto ascendente, dependiendo de la longitud de los claros libres que se encuentren sometidos a cargas cíclicas producto de vibraciones por vorticidad, cargas hidrodinámicas, variación cíclica de presión y temperatura, entre otros, se debe realizar un análisis por fatiga. En el caso general donde se presenta variación de esfuerzos debido a la fluctuación de la amplitud de cargas cíclicas, puede utilizarse la hipótesis de daño lineal o Regla de Miner, la cual considera un histograma de esfuerzos en función de las amplitudes de carga. La vida de diseño por fatiga calculada con este método, debe ser al menos 10 veces la vida útil. El criterio de fatiga entonces se expresa como:
10 . 0 N n D s 1 i i i FAT =
∑
≤ = 6 donde:DFAT Daño acumulado por fatiga.
ni Número de ciclos sostenidos en la i esima amplitud de esfuerzo. Ni Número de ciclos a la falla en la i esima amplitud de esfuerzo. i Número de amplitud de esfuerzo i = 1,…s.
Figura 4. Velocidad Reducida vs. Número de Reynolds.
8.1.1.20 Expansión y flexibilidad. 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 al esfuerzo combinado de Von Mises. 2 l h 2 l 2 h eq= σ +σ −σ σ +3τ σ 7 donde:
σh Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm 2
(lb/pulg2). σl Esfuerzo longitudinal, en N/mm2 (lb/pulg2).
τ Esfuerzo cortante, en N/mm2 (lb/pulg2). 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00 5.50 6.00
1.E+04 1.E+05 1.E+06 1.E+07
Número de Reynolds Re
Vr
Máximo para movimiento perpendicular del flujo
Mínimo para movimiento perpendicular del flujo
El esfuerzo equivalente máximo no debe exceder:
SMYS feq eq≤
σ 8 donde feq es el factor de diseño de esfuerzo equivalente.
feq = 1,00 (Instalación) feq = 0,90 (Operación)
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería), en N/mm2 (lb/pulg2).
8.1.1.21 Conexiones ramal. Las conexiones ramal y cabezales submarinos deben diseñarse como Zona A, formando parte de la línea regular, de acuerdo a la figura 2, éstas deben construirse siempre en la Zona A, ser superficiales y llevar acolchonamientos dependiendo del estudio de estabilidad hidrodinámica. Para garantizar una flexibilidad suficiente con el fin de absorber los desplazamientos producidos por efecto de expansión, se debe considerar la instalación de una curva de expansión, la cual debe estar compuesta por codos de radio largo.
Las conexiones ramal se deben hacer por medio de tes de flujo, deben cumplir con la norma de referencia NRF-096-PEMEX-2004, y llevar válvulas para garantizar las condiciones de operación y seguridad, además de jaulas de protección.
8.1.1.22 Análisis hidráulico. Debe realizarse un análisis hidráulico para garantizar que bajo las condiciones críticas de operación, la línea mantenga un adecuado comportamiento mecánico-estructural durante su vida de servicio.
8.1.1.23 Corrosión.
8.1.1.23.1 Corrosión Externa. Las tuberías y accesorios que conforman el ducto marino y que se encuentren sumergidas, deben contar con sistemas que minimicen la corrosión externa, los cuales deben ser los siguientes:
8.1.1.23.1.1 Recubrimiento anticorrosivo. La selección de los sistemas de recubrimiento a utilizarse en la línea regular, curva de expansión y ducto ascendente hasta la zona de mareas y oleaje, debe tomar en cuenta tanto el medio donde está proyectado instalarse, así como la vida útil de diseño especificada en las bases de usuario.
Para la zona sumergida, el recubrimiento anticorrosivo seleccionado debe cumplir con los requerimientos de la NRF-026-PEMEX-2008.
Para la zona atmosférica, comprendida entre la zona de mareas y oleaje y la trampa de diablos, el recubrimiento anticorrosivo debe cumplir con los requerimientos de la NRF-053-PEMEX-2006.
8.1.1.23.1.2 Protección catódica. Todas las líneas submarinas deben tener un sistema de protección catódica para proteger adecuadamente al sistema ante los efectos corrosivos que pudieran presentarse debido a una falla del recubrimiento anticorrosivo durante su aplicación o durante la instalación y operación de la línea. El diseño e instalación de los sistemas de protección catódica debe hacerse de acuerdo a lo indicado en la NRF-047-PEMEX-2007. La protección catódica debe hacerse utilizando ánodos galvánicos de aluminio y debe diseñarse para toda la vida útil de la línea.
Para garantizar la eficiencia de la protección catódica de las tuberías submarinas se debe cumplir, como mínimo, con uno de los criterios siguientes:
a) Un potencial de protección tubo/suelo (catódico) mínimo de –800 milivolts, medido respecto de un electrodo de referencia de plata/cloruro de plata (Ag/AgCl) para líneas superficiales sobre el fondo marino.
b) Un potencial de protección tubo/suelo (catódico) de –900 milivolts, cuando el área circundante de la tubería se encuentre en condiciones anaeróbicas y estén presentes bacterias sulfato-reductoras (líneas enterradas).
Los sistemas submarinos que se conecten con otras líneas existentes, deben tener sistemas de protección catódica compatibles.
En tubería lastrada, el espesor del ánodo debe ser igual o menor al espesor del lastre de concreto. Para la construcción, los ánodos deben ser del tipo brazalete y estar soldados para la continuidad eléctrica con la tubería. En tubería sin lastrar, los ánodos deben protegerse adecuadamente en sus extremos para evitar daños durante el tendido.
Se debe colocar como mínimo un ánodo de sacrificio en la curva de expansión y otro en el ducto ascendente, aunque la cantidad total debe ser definida por el diseño del sistema de protección.
En la zona aérea, arriba de la abrazadera ancla se debe colocar la junta aislante para seccionar eléctricamente a la tubería submarina de la estructura de la plataforma o de las instalaciones terrestres, en cumplimiento con los numerales 8.2.1.2 y 8.2.1.6 de la NRF-047-PEMEX-2007 y a lo indicado en el numeral 8.6 de la NRF-096-PEMEX-2004.
8.1.1.23.2 Corrosión interna. Las líneas submarinas para transporte de hidrocarburos líquidos o gaseosos y otros servicios que contengan agentes agresivos o corrosivos, deben contar con sistemas para protección interior de ductos a base de inhibidores de corrosión, así como el equipo y dispositivos para su integración al ducto. Los sistemas para protección interior de ductos a base de inhibidores de corrosión considerados por diseño, deben cumplir los requisitos establecidos para tal efecto en la NRF-005-PEMEX-2000.
8.1.2 Clasificación de ductos marinos.
Se establecen tres Categorías de Seguridad y Servicio (CSS) para diseño de una línea submarina, en función del tipo de fluido, la zonificación y el volumen de producción transportado; para considerar el factor de diseño adecuado, el cual incluye las condiciones de riesgo de la línea submarina. Dichas categorías son: Muy alta, Alta y Moderada.
La zonificación de una línea submarina se define de la siguiente manera (ver figura 2):
• Zona A Comprende la línea regular y ramales.
• Zona B Comprende el ducto ascendente y curva de expansión. Con relación al tipo de fluido que transporta se deben considerar dos grupos:
• Gas Gases inflamables y/o tóxicos además de mezclas de hidrocarburos (oleogasoductos). • Líquido Líquidos inflamables y/o tóxicos.
La categorización de una línea especifica que transporta gas o mezcla de crudo y gas, se debe obtener estimando un volumen en Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diario (MBCPED) de acuerdo al Anexo B. Esta categorización puede ser elevada a una categoría mayor con base en una estimación cuantitativa de riesgo y consecuencias de falla.
8.1.2.1 Ductos que transportan gases inflamables y/o tóxicos. Las CSS para líneas submarinas que transportan gases inflamables y/o tóxicos se deben seleccionar de acuerdo a lo indicado en la tabla 1.
NIVEL DE PRODUCCIÓN ZONA A ZONA B
0 - 300 MBCPED ALTA MUY ALTA
Tabla 1. Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan gases inflamables y/o tóxicos.
8.1.2.2 Ductos que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos. Las CSS para líneas submarinas que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos se deben seleccionar de acuerdo a lo indicado en la tabla 2.
NIVEL DE PRODUCCIÓN ZONA A ZONA B
0 - 100 MBCPED MODERADA MODERADA
101 – 1000 MBCPED MUY ALTA ALTA
Tabla 2. Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos.
8.1.2.3 Ductos que transportan fluidos no inflamables y no tóxicos. En líneas que transporten fluidos que no sean inflamables y no tóxicos (agua, nitrógeno y otros), deben categorizarse con la clasificación Moderada.
8.1.3 Efectos Mecánicos.
8.1.3.1 Presión interna. La tubería 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 presión interna para diseño de líneas submarinas que transportan líquido o gas, se obtiene con la siguiente expresión:
i t pb i P f f SMTS 2 D P t + = 9 donde: Zona A Pi = Pint – Pext 10 Zona B Pi = Pint 11 Pi Presión interna, en N/mm 2 (lb/pulg2).
Pint Presión interna de diseño, en N/mm2 (lb/pulg2).
Pext Presión externa hidrostática actuante en la tubería, en N/mm 2
D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg.).
t Espesor de pared de acero del tubo por presión interna, en mm (pulg.).
SMTS Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo (Specified Minimum Ultimate Tensile Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
fPb Factor para diseño por presión interna indicado en la Tabla 3. ft Factor por temperatura indicado en la Tabla 4.
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 3. Factores para diseño por presión interna (fPb).
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 4. Factor por temperatura (ft) para tuberías de acero.
8.1.3.1.1 Espesor mínimo requerido. El espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna se determina mediante la siguiente expresión:
tr = t + tc 12 donde:
tr Espesor mínimo requerido por presión interna, en mm (pulg.).
t Espesor de diseño por presión interna (Ver 8.1.3.1.1.1), en mm (pulg.). tc Tolerancia por corrosión (Ver 8.1.3.1.1.2), en mm (pulg.).
Para el caso de diseño de líneas submarinas, el espesor comercial debe seleccionarse a partir del espesor mínimo requerido (tr). A éste espesor comercial se debe restar el porcentaje por tolerancia de fabricación (ver 8.1.3.1.1.3), esta diferencia debe ser mayor o igual al mínimo requerido. En caso contrario debe seleccionarse el inmediato superior que se fabrique.
tr ≤ tcom - tfab 13 donde:
tcom Espesor comercial para presión interna, en mm (pulg.). tfab Tolerancia por fabricación (Ver 8.1.3.1.1.3), en mm (pulg.).
8.1.3.1.1.1 Espesor de diseño. El espesor de diseño (t) por presión interna se calcula utilizando las expresiones 9 a 11.
8.1.3.1.1.2 Tolerancia por corrosión. Se debe utilizar un margen de corrosión con base en 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 0,159 mm (6,25 milésimas de pulgada) por año para línea regular (Zona A), y de 0,254 mm (10 milésimas de pulgada) por año para ducto ascendente (Zona B).
Adicionalmente, debe considerarse el estudio y diseño del sistema de protección catódica respectivo, así como los sistemas de protección anticorrosiva con recubrimientos para las zonas sumergida y atmosférica, además de la protección anticorrosiva interior mediante inhibidores de corrosión cuando el fluido manejado lo amerite, con base a las condiciones de operación y resultados estadísticos de sistemas semejantes y a la posible integración con otras instalaciones.
8.1.3.1.1.3 Tolerancia por fabricación. El espesor de tolerancia por fabricación, se debe obtener en función de los valores de porcentaje de tolerancia que se muestran en la Tabla 5.
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 5. Porcentaje de tolerancia por fabricación en el espesor de pared.
8.1.3.1.1.4 Espesor por temperatura alta para líneas restringidas. El espesor de la tubería debe ser suficiente para soportar los esfuerzos generados por las cargas térmicas. El cálculo de espesor por este efecto para líneas restringidas (línea regular) debe realizarse de acuerdo con la siguiente expresión:
(
)
[
t 2 1]
ext int t T T E f SMYS 9 , 0 2 D ) P P ( 7 , 0 t − α − − = 14 donde:tt Espesor de pared de acero del tubo por temperatura, en mm (pulg.). Pint Presión interna de diseño, en N/mm
2
(lb/pulg2).
Pext Presión externa hidrostática actuante en la tubería, en N/mm 2
(lb/pulg2). D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg.).
SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
ft Factor por temperatura indicado en la Tabla 4.
E Módulo de elasticidad del acero de la tubería indicado en la Tabla 6, en N/mm2 (lb/pulg2) α Coeficiente de expansión térmica, en mm/mm/°C (pulg./pulg./°F).
T1 Temperatura de instalación, en °C (°F); A menos que se cuente con un valor medido o estadístico de la temperatura de fondo, ésta debe ser considerada de 15°C.
T2 Temperatura de diseño, en °C (°F). TEMPERATURA MODULO DE ELASTICIDAD °C °F lb/pulg² x 106 21 70 29,5 90 194 28,8 110 230 28,6 130 266 28,5 150 302 28,3 Nota: Para temperaturas intermedias se debe interpolar.
Tabla 6. Módulos de elasticidad para aceros al carbono.
El espesor comercial se debe seleccionar como el inmediato superior al calculado por temperatura. A éste espesor comercial se debe restar el porcentaje por tolerancia de fabricación (ver 8.1.3.1.1.3), esta diferencia debe ser igual o mayor al espesor requerido por temperatura. En caso contrario debe seleccionarse el inmediato superior que se fabrique.
El espesor comercial seleccionado para la línea regular debe ser el mayor entre el requerido por temperatura alta de acuerdo a este numeral, y el requerido por presión interna de acuerdo a 8.1.3.1.
En caso de que el espesor comercial seleccionado para la línea regular sea mayor que el espesor comercial seleccionado para el ducto ascendente y curva de expansión, el espesor para estos dos elementos debe ser igual al de la línea regular.
El espesor calculado por temperatura en tramos rectos restringidos no debe ser menor al valor de 20 en la relación D/t. En caso contrario se pude incrementar el grado de material tomando en cuenta las limitaciones indicadas en la NRF-001-PEMEX-2007 o bien se puede considerar la instalación superficial de la línea con una configuración a base de curvaturas horizontales inducidas, en cuyo caso se debe revisar la estabilidad hidrodinámica para la condición de operación de acuerdo a 8.1.4.
8.1.3.2 Revisión de espesor por otras condiciones. El espesor de pared requerido por presión interna o temperatura, debe ser el adecuado para soportar otros posibles efectos, producto de las solicitaciones a las cuales podría estar sujeto el ducto durante la instalación u operación, incluyendo expansión y flexibilidad, considerando lo siguiente:
a) Instalación: t = tcom – tfab 15
b) Operación: t = tcom – tfab – tc 16
donde:
t Espesor utilizado para la revisión por otros efectos, en mm (pulg.). tcom Espesor comercial obtenido para presión interna, en mm (pulg.). tfab tolerancia por fabricación (Ver 8.1.3.1.1.3), en mm (pulg.). tc tolerancia por corrosión (Ver 8.1.3.1.1.2), en mm (pulg.).
8.1.3.2.1 Tensión longitudinal (Tu). Para fines de considerar este efecto se debe tomar en cuenta los esfuerzos longitudinales que se presenten en la fase de instalación u operación. La capacidad del ducto a tensión longitudinal está dada por la siguiente expresión:
As 1,1SMYS
Tu= 17 donde:
Tu Tensión longitudinal última, en N (lb).
SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
As Área nominal de la sección transversal de acero de la tubería, en mm2 (pulg2).
La capacidad permisible de tensión longitudinal (Tcp) se debe calcular utilizando cualquiera de las siguientes expresiones dependiendo de las fases de diseño:
T 0,62 Tcp = (Fase de Instalación) 18 T 0,56 Tcp = (Fase de Operación) 19 donde: Tcp en N (lb).
8.1.3.2.2 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 el 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 tubería tomando en cuenta las variaciones de las propiedades geométricas, ovalamiento, esfuerzos y presiones externas (Pext).
8.1.3.2.2.1 Presión de colapso (Pc). La capacidad a presión neta de colapso (Pc) se debe calcular mediante la expresión: ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ ⎟ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎜ ⎝ ⎛ = ⎥ ⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎢ ⎣ ⎡ ⎟ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎜ ⎝ ⎛ ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ t D f P P 2 1 -P P 1 -P P o y C 2 y C e C 20 donde:
Pc Presión de colapso, en N/mm2 (lb/pulg2).
Py Presión de fluencia por colapso
D t(SMYS) 2
= 21
Pe Presión elástica por colapso
3 D t ² -1 E 2 ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ υ = 22 fo factor de ovalización min max min max D D D -D + = 23 SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en
E Módulo de elasticidad del acero de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2). ν Relación de Poisson = 0,30 para el acero.
D Diámetro nominal del tubo, en mm (pulg.).
Dmax Diámetro máximo de la sección transversal de la tubería, en mm(pulg.). Dmin Diámetro mínimo de la sección transversal de la tubería, en mm(pulg.). t Espesor de pared del tubo conforme al inciso 8.1.3.2, en mm (pulg.).
La capacidad permisible de la tubería sometida a presión externa se debe calcular con la expresión:
PCDE =0,70Pc 24 donde:
PCDE Capacidad permisible de presión de colapso en línea submarina, en N/mm2 (lb/pulg2).
La presión de colapso permisible calculada con la expresión 24, debe garantizar que:
PCDE > Pext - Pint 25
8.1.3.2.2.2 Propagación de pandeo (Pp). La presión de propagación en líneas se debe calcular con la siguiente expresión: D t 34 SMYS Pp 2,5 ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ = 26 donde:
Pp Presión de propagación, en N/mm2 (lb/pulg2).
SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
t Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 8.1.3.2, en mm (pulg.). D Diámetro nominal del tubo, en mm (pulg.).
La capacidad permisible de la tubería ante el efecto de propagación de pandeo se debe calcular con la expresión:
0,73Pp
Ppc = 27
donde:
Ppc Capacidad permisible por presión de propagación, en N/mm 2
(lb/pulg2).
La presión de propagación permisible calculada con la expresión 27, debe garantizar que:
Ppc > Pext - Pint 28
En el caso del cálculo de la presión externa, se debe considerar la altura de ola máxima para un periodo de retorno de 10 años para la condición de instalación. Para la condición en operación se debe realizar la revisión de la presión de propagación considerando una altura de ola de tormenta para un periodo de retorno de 100 años.
8.1.3.2.3 Momento flexionante (Mu). Para fines de considerar este efecto se debe tomar en cuenta la suma de todos los esfuerzos flexionantes que se presenten en la fase de instalación u operación. La capacidad a flexión transversal de la tubería está dada por las siguientes expresiones:
⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎣ ⎡ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ = t D 0,001 -1 t D SMYS 1,1 Mu 2 29 donde:
Mu Momento último por flexión transversal para diseño, en N·mm (lb·pulg).
SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg.).
t Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 8.1.3.2, en mm (pulg.).
La capacidad permisible que tendrá la tubería debe calcularse con la siguiente expresión:
Mu f
Muc = M 30 donde:
Muc Capacidad permisible de momento flexionante, en N·mm (lb·pulg). fM Factor de diseño por flexión transversal indicado en la Tabla 7.
ZONA OPERACIÓN INSTALACIÓN
A 0,57 0,67 B 0,53
Tabla 7. Factores de diseño por Momento Flexionante (fM).
8.1.3.2.4 Pandeo global (Cg). Se debe revisar el pandeo global en tramos rectos sometidos a fuerzas de compresión pura que pudiera presentarse en claros libres y cruces.
La capacidad por pandeo global se debe calcular mediante la siguiente expresión:
(
)
[
SMYS1,2-0,25]
As 1,1 Cg = λ2 31 donde:Cg Carga de compresión por pandeo global, en N (lb).
SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2). λ Relación de esbeltez 5 , 0 E SMYS r L K ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ π = 32 K Factor de longitud efectiva que depende de las condiciones de apoyo en los extremos del tramo.
Para extremos empotrados K = 0,5 y para extremos articulados K = 1,0. L Longitud del tramo, mm (pulg.).
r Radio de giro = As
I
33 I Momento de inercia de la sección de acero de la tubería, en mm4 (pulg4).
As Área de la sección transversal de acero de la tubería, en mm2 (pulg2). E Módulo de elasticidad del acero de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2).
La capacidad permisible que tendrá la tubería se debe calcular con la expresión:
0,54Cg
Cgp = 34 donde:
Cgp Capacidad permisible por pandeo global para diseño, en N (lb).
Para el caso de ductos en tramos rectos superficiales o enterrados, el cálculo de la capacidad de pandeo global debe tomar en consideración el efecto de la restricción lateral y/o vertical del suelo.
8.1.3.2.5 Formulaciones de diseño para estados de carga combinados. Durante la etapa de tendido o instalación de la línea submarina, se debe cumplir con los requerimientos indicados para los siguientes efectos combinados de carga:
8.1.3.2.5.1 Tensión y Momento flexionante (Tu-Mu). La capacidad de la línea para soportar esfuerzos combinados de Tensión y Momento Flexionante, se debe verificar mediante la siguiente expresión:
TM 5 , 0 2 2 f Tu T Mu M ≤ ⎥ ⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎢ ⎣ ⎡ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ 35 donde:
fTM Factor de diseño para combinación de Tensión y Momento Flexionante = 0,54. Mu Momento último por flexión transversal, en N·mm (lb·pulg). (Ec. 29).
Tu Tensión longitudinal última, en N (lb). (Ec. 17). M Momento flexionante aplicado, en N·mm (lb·pulg). T Fuerza axial aplicada, en N (lb).
8.1.3.2.5.2 Tensión axial, Momento flexionante y Presión de colapso (Tu–Mu–Pc). La capacidad de la línea para soportar esfuerzos combinados de Tensión Axial, Momento Flexionante y Presión de Colapso, se debe verificar mediante la siguiente expresión:
TMPc 5 , 0 2 2 2 f Tu T Pc P Mu M ≤ ⎥ ⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎢ ⎣ ⎡ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ 36 donde:
P Presión externa actuante, en N/mm2 (lb/pulg2). Pc Presión de colapso, en N/mm2 (lb/pulg2). (Ec. 20). M Momento flexionante aplicado, en N·mm (lb·pulg).
Mu Momento último por flexión transversal para diseño, en N·mm (lb·pulg). (Ec. 29). T Fuerza axial aplicada, en N (lb).
Tu Tensión longitudinal última, en N (lb). (Ec. 17).
