UNIVERSIDAD VERACRUZANA

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UNIVERSIDAD VERACRUZANA

FACULTAD DE INGENIERÍA DE LA CONSTRUCCIÓN Y EL HÁBITAT

REGION VERACRUZ

P O S G R A D O

PROYECTO DE INTERVENCIÓN PROFESIONAL MODALIDAD

TESIS

“Cálculo de fatiga en el dominio de la frecuencia de la torreta externa de un FSO”

QUE PARA OBTENER EL GRADO DE:

MAESTRÍA EN INGENIERÍA APLICADA

PRESENTA:

Ing. Daniel Pérez Perales

DIRECTOR DEL PROYECTO:

Mtro. José Hernández Hernández CODIRECTOR DEL PROYECTO:

Dr. Aldo Roberto Cruces Girón

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AGRADECIMIENTOS

A mis padres Juan José y Guadalupe por el enorme apoyo brindado antes, durante y después de cursar la Maestría, por sus consejos y motivación.

Al Centro de Tecnologías para Aguas Profundas por permitirme realizar mi proyecto de tesis en sus instalaciones y facilitarme el uso de las estaciones de trabajo y el Software necesario para la realización de la misma.

A mi asesor, el Mtro. José Hernández Hernández y al Dr. Aldo Roberto Cruces Girón por guiarme y compartirme sus conocimientos para la realización de este proyecto de tesis.

A la Universidad Veracruzana, profesores y compañeros por acompañarme en esta nueva etapa de mi vida.

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DEDICATORIA

A mis padres por motivarme a ser cada mejor en cualquier aspecto de mi vida.

A mi novia por ser el hombro que siempre necesite sin importar cual fuera la razón.

A mi hijo Sebastián que sin darse cuenta ha sido el motor que impulsa mi vida y el timón que le da dirección.

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4 RESUMEN

En este proyecto se evalúa la vida por fatiga de la estructura que sujeta la torreta externa de un sistema flotante de almacenamiento y trasiego de hidrocarburos. La torreta es una estructura de acero que sirve como punto de conexión del sistema de amarre y que permite la rotación del sistema flotante para que pueda alinearse a las cargas ambientales. El desempeño estructural de la torreta ante cargas cíclicas es evaluado basándose principalmente en normas de casas clasificadoras como Det Norske Veritas y American Bureau of Shipping, en sus documentos:

“Design of Offshore Steel Structures, General – LRFD method” y “Guide for Fatigue Assessment of Offshore Structures”, respectivamente. Utilizando herramientas de modelado como SESAM – GeniE, SolidWorks, AutoCad, ANSYS – NewDesignModeler y ANSYS – SpaceClaim. Así como herramientas de análisis hidrodinámico y estructural con elemento finito como: ANSYS – Static Structural, ANSYS – Hydrodynamic Diffraction y ANSYS – Hydrodynamic Response. Además de tener en cuenta la norma de referencia NRF-003-PEMEX-2000.

De los resultados obtenidos se comprobó que la estructura tendrá un tiempo de vida útil sin presentar fallas estructurales, cumpliendo con el mínimo requerido de 20 años de vida, soportando todas las variaciones de esfuerzos que se presentarán a lo largo de su vida operacional.

Aunque el análisis se limita a la sonda de Campeche, este un buen punto de referencia para tomar en cuenta si la embarcación se trasladara a locaciones de condiciones climatológicas similares.

Para el análisis se tomaron en cuenta los pesos de los equipos y estructuras sobre la torreta, corrientes marinas, velocidades de viento, propiedades físicas de líneas de amarre, alturas y periodos de ola registrados en la zona, peso de la embarcación y condiciones de carga.

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NOMENCLATURA

Parámetro Unidad Descripción

ξ m Componente horizontal de la amplitud de movimiento.

ζ m Componente vertical de la amplitud de movimiento.

Hs m Altura de ola significativa.

L m Longitud de ola.

Tp seg Periodo de picos de ola.

ρ kg/m3 Densidad.

mn u2 momento espectral en unidades cuadradas.

S(ω) m2/Hz Espectro de ola.

RAO m/m Operador de amplitud de respuesta.

Sy MPa Esfuerzo de fluencia.

D adimensional Daño acumulado.

n ciclos Número de ciclos a un rango de esfuerzo.

N ciclos Número de ciclos a los que fallara la estructura a un rango de esfuerzos dado.

Tf años Vida por fatiga calculada.

FDF adimensional Factor de diseño de fatiga.

T años Vida de diseño.

f0 Hz Frecuencia de cruzamiento cero (zero up-crossing).

ε adimensional Parámetro de ancho de banda.

s MPa Rango de esfuerzos.

σ MPa Desviación estándar.

A, C MPa Constantes de las curvas S-N

m, r adimensional Parámetros de la curva S-N

Γ adimensional Función gamma.

Γ0 adimensional Función gamma incompleta.

λ adimensional Factor de correción de Wirsching.

M adimensional Número de estados de mar.

µ adimensional Factor de resistencia.

pi % Porcentaje de ocurrencia del estado de mar.

Sσ (ω|Hs, Tz, ϴ) (MPa2/Hz) Espectro de respuesta de esfuerzos.

Hσ (ω|ϴ) m/N Función de transferencia de esfuerzos.

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6 Contenido

AGRADECIMIENTOS ... 2

DEDICATORIA ... 3

RESUMEN... 4

NOMENCLATURA ... 5

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN ... 16

1.1 Objetivos ... 18

1.1.1 Objetivo principal. ... 18

1.1.2 Objetivos específicos. ... 19

1.2 Justificación ... 19

1.2.1 Importancia de los FPSO en México. ... 20

1.3 Antecedentes ... 22

1.3.1 Historia del FPSO. ... 22

1.3.2 Implementación de la torreta como sistema de amarre y trasiego. ... 23

1.3.3 Desarrollo y evolución del análisis estructural por fatiga. ... 25

1.4 Unidades FPSO y FSO en la actualidad... 27

CAPÍTULO 2. REVISIÓN LITERARIA ... 28

2.1 Estructura Costa-Afuera ... 28

2.2 Sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga ... 28

2.2.1 Configuración del casco de un FPSO. ... 30

2.2.2 Estructura del casco de un FPSO. ... 32

2.2.3 Ventajas y desventajas de un FPSO. ... 33

2.3 Sistema de anclaje de punto único (Single Point Mooring) ... 34

2.3.1 Diseño de la torreta. ... 34

2.3.2 interface del sistema de amarre. ... 36

2.3.2.1 Estructura de la mesa de cadenas (chain-table) ... 37

2.3.2.1.1 Frenos de cadenas y escobenes. ... 38

2.3.2.1.2 Cilindro de la torreta. ... 38

2.3.2.1.3 Estructuras de soporte de rodamientos. ... 39

2.3.2.1.4 Sistemas de rodamientos. ... 39

2.3.2.1.5 Estructura del Moonpool. ... 40

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7

2.3.2.1.6 Swivel Stack ... 41

2.3.2.1.7 Ensamble del Swivel Stack ... 42

2.4 Parámetros para el análisis hidrodinámico... 43

2.4.1 Propiedades de olas regulares ... 44

2.4.2 Espectro de ola irregular de una sola cresta. ... 46

2.4.3 Espectro de ola Pierson-Moskowitz. ... 48

2.4.4 Espectro de ola JONSWAP (1973) ... 49

2.4.5 Operador de Amplitud de Respuesta (RAO) y espectro de respuesta ... 51

2.5 Teoría de la energía de distorsión ... 56

2.6 Evaluación de la fatiga en estructuras costa afuera ... 58

2.6.2 Enfoque en curvas S-N. ... 60

2.6.2 Tipos de detalles estructurales. ... 61

2.6.3 Regla de acumulación de daño y verificación de seguridad de fatiga. ... 61

2.6.3.1 Definiciones. ... 62

2.6.3.2 Verificación de seguridad de fatiga. ... 62

2.6.4 Evaluación de la fatiga en el dominio de la frecuencia basado en espectro. .... 63

2.6.4.1 Evaluación de fatiga basada en espectro para instalaciones flotantes. ... 63

2.6.4.2 Procedimiento de análisis de fatiga basado en espectros. ... 64

2.6.4.3 Factor de corrección de Wirsching ... 67

2.6.4.4 Expresión para daño acumulado en forma cerrada. ... 68

CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA ... 70

3.1 Hipótesis... 70

3.2 Metodología ... 70

CAPÍTULO 4. MODELADO DE LA TORRETA ... 73

4.1 Arreglo 1 de la estructura interna ... 74

CAPÍTULO 5. ANÁLISIS ESTÁTICO ... 83

5.1 Condiciones de frontera ... 84

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8

5.2 Resultados del análisis ... 85

5.3 Esfuerzo máximo permisible ... 86

CAPÍTULO 6. CÁLCULO DE RPSD DE ESFUERZOS ... 87

6.1 Selección de modelo de casco y torreta para el análisis hidrodinámico ... 87

6.2 Análisis hidrodinámico ... 88

6.2.1 Operadores de amplitud de respuesta y función de transferencia de esfuerzos. ... 90

6.3 Análisis acoplado ... 91

6.3.1 Propiedades del agua. ... 92

6.3.2 Líneas de amarre. ... 94

6.3.3 Espectro de ola ... 97

6.3.4 Espectro de aceleración. ... 99

6.4 RPSD de esfuerzos ... 101

6.4.1 Análisis modal... 101

6.4.2 Cálculo de RSPD de esfuerzos... 102

CAPÍTULO 7. CÁLCULO DE FATIGA ... 105

7.1 Curva S-N ... 105

7.2 Factor común de la fórmula de daño por fatiga ... 109

7.3 Sumatoria de la ecuación de daño por fatiga ... 109

7.4 Cálculo del daño por fatiga ... 112

7.5 Verificación de seguridad ante fatiga ... 113

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES ... 115

8.1 Trabajos futuros ... 116

BIBLIOGRAFÍA ... 117

ANEXO 1 ... 120

ANEXO 2 ... 126

ANEXO 3 ... 131

ANEXO 4 ... 143

ANEXO 5 ... 147

ANEXO 6 ... 170

ANEXO 7 ... 189

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9

Contenido de figuras

Figura 1-1. Configuración de torreta externa ... 17

Figura 1-2. Configuración de torreta interna ... 18

Figura 2.2-1. Configuración de risers con jumper flexible. ... 29

Figura 2.2.1-1. Configuración de un FPSO. ... 31

Figura 2.3.1-1. Torreta integrada en proa ... 36

Figura 2.3.1-2. Torreta externa en cantiléver. ... 36

Figura 2.3.2.1-1. Mesa de cadenas de una torrera. ... 37

Figura 2.3.2.1.1-1. Configuración del escoben. ... 38

Figura 2.3.2.1.4-1. Rodamiento de rodillos de triple rodillo. ... 39

Figura 2.3.2.1.4-2. Anillo del sistema de rodamiento. ... 40

Figura 2.3.2.1.4-3. Tornillos pre-tensionados del sistema de rodamientos. ... 40

Figura 2.3.2.1.5-1. Estructura del moonpool. ... 41

Figura 2.3.2.1.6-1. Configuración de la cubierta de la torreta y la cubierta del Swivel. ... 42

Figura 2.3.2.1.7-1. Configuración de un Swivel Stack para una torreta externa. ... 43

Figura 2.4-1. Estado de mar unidireccional (arriba) y multidireccional (abajo). ... 44

Figura 2.4.4-1. Diferencia en la forma entre JONSWAP y PM... 50

Figura 2.4.4-2. Variación del parámetro γ (Gamma). ... 51

Figura 2.4.5-1. RAO a distintos ángulos de incidencia en una torreta externa ... 54

Figura 2.4.5-2. Espectro de ola Pierson-Moskowitz. ... 55

Figura 2.4.5-3. Operador de amplitud de respuesta en balance. ... 55

Figura 2.4.5-4. Espectro de respuesta de la embarcación en balance. ... 56

Figura 2.5-1. Energía de la distorsión. ... 57

Figura 4-1. FSO Ta’Kuntah ... 73

Figura 4.1-1. Primer arreglo estructural interno de la torreta. ... 74

Figura 4.2-1. Segundo arreglo estructural interno de la torreta. ... 75

Figura 4.3-1. Arreglo 3 del turret head. ... 76

Figura 4.3-2. Marcos del arreglo 3. ... 76

Figura 4.3-3. Estructura interna del puntal de la torreta. ... 76

Figura 4.3-4. Deformación en el soporte del turret head. ... 77

Figura 4.4-1. Refuerzos del soporte del turret head. ... 78

Figura 4.4-2. Refuerzos en el turret head. ... 78

Figura 4.5-1. Optimización de marcos. ... 79

Figura 4.5-2. Optimización de marcos longitudinales. ... 80

Figura 4.5-3. Mallado triangular de la torreta. ... 81

Figura 4.5-4. Análisis de peso propio, unidades en MPa. ... 82

Figura 5-1. Distribución de pesos en la torreta. ... 83

Figura 5.1-1. Torreta unida al casco. ... 84

Figura 5.1-2. Ubicación de las condiciones de frontera el modelo. ... 84

Figura 5.2-1. Localización del esfuerzo máximo obtenido. ... 85

Figura 5.2-2. Vista transversal del esfuerzo máximo... 85

Figura 5.2-3. Vista es zoom de localización de esfuerzo máximo. ... 86

Figura 6.1-1. Vista de Perfil del FSO y sistema de amarre. ... 88

Figura 6.2-1. Distribución de tanques del FSO. ... 89

Figura 6.2-2. Direcciones de ola para el análisis hidrodinámico. ... 89

Figura 6.2.1-1. RAO’s verticales para cada ángulo de incidencia. ... 90

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Figura 6.3.4-2. Función de transferencia de esfuerzo para cada θ. ... 91

Figura 6.3.2-1. Configuración de líneas de amarre en el turret head. ... 95

Figura 6.3.2-2. Distribución de líneas de amarre. ... 95

Figura 6.3.2-3. Vista 3D del sistema de amarre. ... 96

Figura 6.3.2-4. Vista de las uniones de las líneas o del turret head. ... 96

Figura 6.3.3-1. Espectros de ola de la zona “KU”. ... 98

Figura 6.3.4-1. Espectros de aceleraciones. ... 100

Figura 6.4.1-1. Masas utilizadas en el análisis modal. ... 101

Figura 6.4.1-2. Primer modo de vibración. ... 102

Figura 6.4.1-3. Segundo modo de vibración. ... 102

Figura 6.4.2-1. Punto de mayor esfuerzo. ... 103

Figura 6.4.2-2. Vista longitudinal del punto de mayor esfuerzo. ... 103

Figura 6.4.2-3. Espectros de respuesta de esfuerzos. ... 104

Figura 7.1-2. Parámetros de la curva bilineal ... 107

Figura 7.1-3. Configuración clase F... 108

Figura 7.1-4. Configuración clase F2... 108

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Contenido de tablas

Tabla 2.4.3-1. Valores de ejemplo para espectro PM. ... 48

Tabla 2.4.3-2. Relación entre varias alturas de ola. ... 48

Tabla 4.1-1. Datos de esfuerzos y deformaciones para el arreglo 1. ... 74

Tabla 4.2-1. Datos de esfuerzos y deformaciones para el arreglo 2. ... 75

Tabla 4.3-1. Resultados del Arreglo 3. ... 77

Tabla 4.4-1. Resultados del análisis del arreglo 4... 79

Tabla 4.5-1. Equipo de amarre y trasiego de la torreta. ... 80

Tabla 6.2-1. Radio de giro de la embarcación. ... 89

Tabla 6.2-1. Radio de giro de la torreta. ... 89

Tabla 6.3.1. Propiedades físicas de mar en la zona. ... 92

Tabla 6.3-1-2. Diagrama de dispersión de los estados de mar. ... 93

Tabla 6.3-1-2. Diagrama de dispersión de los estados de mar. (continuación) ... 93

Tabla 6.3.1-3. Estados de mar considerados para el análisis. ... 94

Tabla 6.3.2-1. Propiedades de los segmentos de las líneas de amarre. ... 96

Tabla 6.3.2-2. Longitudes de segmentos de líneas. ... 97

Tabla 7.1.1. Parámetros de la curva F. ... 108

Tabla 7.2-1. Cálculo del factor común. ... 109

Tabla 7.3-1. Parámetros para cada estado de mar. ... 110

Tabla 7.3-1. Parámetros para cada estado de mar. (continuación) ... 111

Tabla 7.3-2. Resultados de la sumatoria. ... 112

Tabla 7.5-1. Factor de diseño de fatiga, FDF... 113

Tabla A1-1. FPSO’s existentes en el mundo. ... 121

Tabla A1-1. FPSO’s existentes en el mundo. (continuación 1) ... 122

Tabla A2-1. Hoja de cálculo del momento de inercia y radio de giro. ... 127

Tabla A2-1. Hoja de cálculo del momento de inercia y radio de giro. (continuación 1) . 128 Tabla A2-1. Hoja de cálculo del momento de inercia y radio de giro. (continuación 2) . 129 Tabla A2-2. Radio de giro y momento de inercia. ... 130

Tabla A3-1. Espectros de ola de la zona KU. ... 132

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Tabla A3-1. Espectros de ola de la zona KU. (continuación 1) ... 133

Tabla A4-1. Datos de los RAO’s a cada incidencia. ... 144

Tabla A4-2. Datos de las funciones de transferencia de esfuerzos. ... 145

Tabla A4-2. Datos de las funciones de transferencia de esfuerzos. (continuación) ... 146

Tabla A5-1. Datos de los espectros de aceleraciones. ... 148

Tabla A5-1. Datos de los espectros de aceleraciones. (continuación) ... 149

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Tabla A6-1. Datos del RPSD. ... 171

Tabla A6-1. Datos del RPSD. (continuación) ... 172

Tabla A6-2. Datos de RPSD. ... 173

Tabla A6-2. Datos de RPSD. (continuación) ... 174

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Contenido de ecuaciones

Ecuación (1) ... 44

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CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN

El proyecto de tesis “CÁLCULO DE FATIGA EN EL DOMINIO DE LA FRECUENCIA DE LA TORRETA EXTERNA DE UN FSO”, surge como tema de interés a partir de la Línea de Generación y Aplicación del Conocimiento, LGAC-II Mecatrónica y Estructuras Inteligentes.

En este trabajo se busca comprobar que la vida por fatiga de la estructura es satisfactoria de acuerdo con normas internacionales de clase y que soportará las cargas de estáticas y ambientales (oleaje, viento y corriente) a las que estará sometida. Así como para la obtención del grado de maestría en la modalidad de tesis. Se presenta el análisis estructural de una torreta externa basada en características y dimensiones similares a las del buque FSO “Ta’kuntah”, considerando cargas dinámicas en el dominio de la frecuencia generadas por un espectro de ola irregular y determinar su tiempo de vida. Así como su integridad estructural mediante análisis estáticos con sus distintos elementos estructurales y equipos propios del sistema de amarre.

Los FPSO/FSO, como su nombre lo indica son Unidades Flotantes de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO, del inglés Floating, Production, Storage and Off-Loading), y son utilizados en los campos de producción de hidrocarburos costa afuera, en lugar de enviar el crudo a las instalaciones de producción en tierra a través de ductos. En un FPSO no sólo se procesan lo hidrocarburos, sino que también se almacenan por un tiempo determinado, hasta que un buque de alivio o trasiego hace la descarga para llevarlo a tierra. Hoy en día, en México, la paraestatal Petróleos Mexicanos, cuenta con este tipo de unidades como es el FSO Ta’kuntah, la cual entró en proceso de desinstalación y retiro en 2018; el FPSO Yuum Kaab Naab, FPSO - DP2 ECO III, FPSO - DP2 Bourbon Opale, FPSO Toisa Pisces y FPSO Crystal Ocean.

Uno de los sistemas más importantes que componen un FPSO o FSO es su sistema de amarre, que por lo general es mediante una torreta ya sea externa, como se muestran en la figura 1-1.

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Se denomina torreta a un sistema de fondeo multifuncional específico de las plataformas de tipo buque, como los FPSO, ya que reúne en un solo punto (Single Mooring Point) lo que en otros tipos de embarcaciones o plataformas flotantes constituyen elementos separados con funciones diferenciadas (elementos de anclaje, risers, swivel).

Figura 1-1. Configuración de torreta externa http://www.sofec.com/

En la figura 1-2 se muestra una configuración típica de una torreta interna.

TORRETA

LINEAS DE AMARRE RISER SOPORTE DE LA TORRETA SWIVEL

CHAIN TABLE

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Figura 1-2. Configuración de torreta interna https://www.sbmoffshore.com/

Para este proyecto se utilizarán las herramientas computacionales de modelado CAD y de análisis por elemento finito para realizar las simulaciones de los modelos matemáticos que describen el comportamiento de las estructuras, en este caso serán estructuras metálicas de comportamiento plástico lineal.

1.1 Objetivos

1.1.1 Objetivo principal.

Determinar el desempeño estructural de la torreta externa de un FSO ante cargas ambientales cíclicas, mediante un análisis de fatiga en el dominio de la frecuencia, utilizando herramientas computacionales de elemento finito y fórmulas de casas clasificadoras.

LINEAS DE AMARRE RISER

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19 1.1.2 Objetivos específicos.

1. Proponer una estructura interna de la torreta capaz de soportar las cargas estáticas y dinámicas a las que estará sujeta.

2. Determinar el espectro de respuesta de aceleraciones en la torreta mediante un análisis hidrodinámico y acoplado de la embarcación, torreta, líneas de amarre.

3. Determinar los modos de vibración de la torreta mediante un análisis modal.

4. Obtener la densidad espectral de potencia de respuesta (RPSD por sus siglas en ingles) de esfuerzos.

5. Realizar el cálculo de fatiga en el dominio de la frecuencia considerando la regla de Miner-Palmgren.

1.2 Justificación

La industria Off-Shore (Costa-Afuera) requiere un continuo desarrollo de nuevas tecnologías para producir petróleo en nuevas regiones, las cuales son inaccesibles para explorar con la tecnología existente. Algunas veces, el costo de producción y el existente “know-how” se vuelven desproporcionado. Con el agotamiento de las reservas de petróleo en campos terrestres, la exploración y producción de petróleo en aguas profundas se ha vuelto un reto para la industria costa afuera.

Mientras que la exploración y producción de hidrocarburos costa afuera se adentra cada vez más hacia aguas más profundas a pasos acelerados. Nuevos campos de petróleo y gas están siendo descubiertos en aguas someras. Sin importar el tamaño de estos nuevos yacimientos, su desarrollo es un reto tanto económico como tecnológico para los ingenieros. Esto ha propiciado el desarrollo de nuevas estructuras y conceptos. Además, muchas de estas estructuras son únicas en muchos

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aspectos y su eficiencia, diseño económico e instalación son un reto para la comunidad costa afuera.

Aunado, a los crecientes descubrimientos en aguas someras, la demanda de personal calificado que cuente con el conocimiento adecuado para satisfacer las necesidades de la industria Costa Afuera también va en aumento, en especial en el análisis estructural de los sistemas de producción, almacenamiento y trasiego, como lo es un FPSO. Para ello, este trabajo se basará en un componente crítico y característico de los FPSO, su sistema de amarre y trasiego de crudo, la torreta, que a diferencia de los demás tipos de embarcaciones se puede identificar a simple vista, ya que sobresale de la estructura del casco.

Tras la aprobación de la reforma energética, se efectuará la explotación de los yacimientos localizados no solo en aguas someras e intermedias, sino también en aguas profundas y ultra profundas, por lo que el empleo de los sistemas flotantes de producción es una alternativa viable.

En este sentido, el país requiere de especialistas que puedas aportar capacidades y soluciones adecuadas a la industria petrolera y potencializar la ingeniería nacional.

Además, con el desarrollo y la constante mejora en las herramientas computacionales; el cálculo por medio de elemento finito y modelado de las estructuras, el análisis estará al nivel y precisión que la industria requiere.

1.2.1 Importancia de los FPSO en México.

Los sistemas de producción costa afuera, se han empleado por cerca de un cuarto de siglo y su aceptación en un inicio fue lenta. En este periodo, los sistemas flotantes han experimentado avances tecnológicos importantes como consecuencia de las experiencias obtenidas durante su construcción y operación. Así mismo, el deterioro del medio ambiente generado por la industria petrolera costa afuera ha provocado en el presente, una valoración más amplia de este concepto

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por parte de las compañías petroleras, que han estimulado la demanda de embarcaciones tipo FPSO/FSO. (Ibañez, 1997)

El concepto de unidad flotante de producción considera a todas aquellas unidades que son fácilmente desplazables de un lugar a otro y sobre todo que el procesamiento del producto se lleva a bordo de la misma embarcación. Bajo este principio existen cuatro categorías de unidades flotantes de producción, las cuales pueden acoplarse a una gran variedad de sistemas de carga costa afuera o ductos para transporte a tierra, estas son: unidad flotante de producción tipo plataforma semi-sumergible (FPS), embarcación flotante de producción y almacenamiento (FPSO), unidad de producción SPAR (SPAR) y unidad con piernas tensionadas (TLP) y son utilizadas a lo largo de las diversas fases de desarrollo de un campo petrolero, aplicándose en pruebas prolongadas de pozos, sistemas iniciales de producción o durante el desarrollo de la vida del campo.

En general, existe un progreso en el número y tamaño de los campos que son explotados con unidades móviles de producción, venciendo el problema de tiempos muertos por mal tiempo, mediante la utilización de una torreta. El desarrollo de las unidades móviles de producción ha sido por partes, dependiendo del desarrollo de sus tres importantes componentes: pozo terminado en el subsuelo marino, línea de flujo flexible / tubería vertical y sistemas de control en el subsuelo incluyendo líneas umbilicales.

La razón del éxito creciente alcanzado por los FPSO, como consecuencia de los avances tecnológicos que se han incorporado y la creciente demanda que se ha generado como respuesta a las ventajas técnicas, operativas y económicas que ofrece la flexibilidad de utilizarse en cualquier etapa del desarrollo de un campo petrolero, resulta importante conocer las características técnicas generales de un FPSO.

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El FPSO se concibe como un buque apto para procesar, almacenar y trasegar crudo a buque tanques alijadores y no es buque en el sentido clásico, sino una conjunción perfecta de:

1. Sistema de producción flotante.

2. Planta generadora de energía.

3. Torre de amarre (torreta).

4. Sistema de seguridad y lucha contra incendios.

5. Buque plataforma soporte con planta auxiliar, acomodación.

1.3 Antecedentes

1.3.1 Historia del FPSO.

Los FSO/FPSO han sido utilizados por muchos años como almacenamientos intermedios para refinerías, líneas de tuberías y terminales. Por definición, los FPSO proveen la capacidad suficiente de almacenamiento que permita una producción continua, incluso durante los periodos de trasiego de crudo. La capacidad de almacenamiento está en función de la capacidad de producción, de la cantidad que se va a exportar y retrasos por malas condiciones climáticas o retrasos en las embarcaciones de exportación. Los FPSO’s pueden ser de nueva construcción o buque tanques modificados para cumplir con el propósito de un FPSO. Estos están permanentemente en sitio por alguno de los múltiples sistemas de amarre disponibles. Entre ellos podemos señalar dos grandes tipos: anclaje de líneas dispersas (spread mooring) y anclaje de punto único (single point mooring). Dentro del anclaje de punto único distinguiremos dos tipos bien diferenciados: el anclaje empleando una torreta (turret mooring) y los anclajes empleando una monoboya. (Ximenes & Adhia, 1997)

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Los FPSO son normalmente utilizados por su ventaja económica en comparación con otras soluciones como las líneas de tuberías submarinas que van desde la instalación costa afuera hasta alguna instalación de producción o almacenamiento en tierra e instalaciones fijas de producción costa afuera. Además, proveen una rápida inicialización de producción. Estas embarcaciones son utilizadas también como instalaciones permanentes o como una rápida instalación de producción para generar ganancias.

La primera aplicación de las embarcaciones tipo FPSO conocida fue en 1977 en el campo Castellon en España. (Ximenes & Adhia, 1997)

Los sistemas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) fueron desarrollados in los 70’s para producir de campos pequeños y/o remotos donde las tuberías o estructuras fijas no serían una opción económica. Los primeros FPSO estaban restringidos a ambientes tranquilos, los cuales permitían el uso de buque tanques convertidos a FPSO. El primer FPSO de nueva construcción fue introducido en 1986 (Ronald and LIM, 1999). El Mar del Norte y Brasil son hoy los principales mercados para los FPSO’s. Independientemente de su presencia en las regiones de producción de petróleo en el mundo costa afuera, para 2004, no había un solo FPSO en el Golfo de México (Mineral Managament Service, 2002), así como ninguna compañía petrolera había realizado una sola propuesta para instalar uno.

1.3.2 Implementación de la torreta como sistema de amarre y trasiego.

El amarre mediante torreta fue introducido en 1986, el cual, abrió la puerta a los FPSO a condiciones ambientales más severas.

Los progresos siguientes indican incrementos en la capacidad relativa a un mayor alcance y superar las limitaciones impuestas por la dirección del aire que requiere optimizar la exposición tanto al viento como a las olas. (Ibañez, 1997)

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El desarrollo de la torreta como un sistema de unión giratoria primero fue montado concéntricamente en una boya, que recibía los risers, con un sistema de amarre que podría ser de catenaria, tensión o columna articulada, pero para evitar colisiones de esta, el buque fue unido a la boya por un marco rígido a una banda, mientras continuaba flotando independientemente, la siguiente evolución en la torreta fue un aparejo de amarre, el cual estaba sujeto radialmente por anclas y cadenas para mantener una constante orientación con respecto al fondo del mar, pero soportado por el propio barco. Este fue desmontable, flotando como una boya con producción discontinua, mientras el barco enfrentaba al mal tiempo. Por las condiciones particularmente demandadas, la práctica evolucionó hacia la incorporación de las conexiones de la torreta, junta giratoria y risers, dentro de la eslora del casco, donde el movimiento vertical (subir y bajar) es menor, este fue uno de los factores que permitió la adopción de unidades flotantes de producción y almacenamiento para condiciones severas de mar.

La capacidad sustancial de maniobrabilidad y el posicionamiento dinámico fueron incorporados a barcos que operan en condiciones climatológicas rigurosas, para forzar o distribuir por igual con el sistema convencional de amarre, mejorando la movilidad entre sitios de producción.

Dos innovaciones que han ayudado a aliviar las restricciones en el volumen de flujo debido a la unión giratoria, la instalación de un múltiple en la parte superior y en el lugar de una manguera de gran diámetro usar un dispositivo circular conocido como sistema “swivel”, el cual provee una adecuada orientación a la dirección del viento, pero requiere de un barco que desarrolle su potencia, si los límites de giro son excedidos.

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1.3.3 Desarrollo y evolución del análisis estructural por fatiga.

La palabra “fatiga” fue introducida entre 1840 y 1850 para describir las fallas ocurridas a partir de esfuerzos repetidos (Stephens, R I., et al 1980). La primera definición de fatiga fue presentada por la International Organization for Standardization en 1964 en Genova, (ASTM, 1972), como la siguiente:

“La fatiga es un proceso de cambios estructurales localizados constante y permanentemente en un material sujeto a condiciones que producen fluctuaciones en los esfuerzos en un mismo punto y que puede culminar en una fisura o en la ruptura total del material después de un número suficiente de fluctuaciones en el esfuerzo.”

Desde hace mucho tiempo se ha constatado que los materiales rompen más fácilmente bajo la acción de cargas variables que bajo la acción de cargas constantes, es bien conocido que la aplicación de una fuerza repetida un número suficiente de veces conduce a la rotura del componente con más facilidad que con una única carga estática (Esteban, 2010).

Sin embargo, hasta finales del siglo XIX no se comenzó a analizar sistemáticamente este aspecto del comportamiento de los materiales.

William John Macquorn Rankine, ingeniero y físico escocés, mientras trabajó con su padre en la Edinburgh & Dalkeith Railway (la primera vía férrea de Edimburgo), propuso en 1843 una teoría para explicar las roturas por fatiga que se producían en los ejes de los ferrocarriles. Estas teorías servirían posteriormente a August Wöhler, ingeniero alemán.

Fue este mismo, Wóhler, durante las décadas de 1850 y 1860, quién realizó la primera investigación sistemática del fenómeno de fatiga. Wóhler trabajó en la industria del ferrocarril y realizó numerosos ensayos de laboratorio sometiendo probetas a esfuerzos alternativos. Con estos

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ensayos introdujo el concepto de límite de fatiga y el diagrama S-N (diagrama que relaciona el nivel de tensión alternativa pura con el número de ciclos hasta rotura de una probeta).

Ya en 1903, observaró que si se supera el límite de proporcionalidad con carga estática, aparece deslizamiento en algunos planos cristalinos del material y por ello deformación. Pero también observaron que surgen líneas de deslizamiento para un valor del esfuerzo máximo muy por debajo del límite de proporcionalidad, y que al aumentar el esfuerzo, aumenta el número de líneas de deslizamiento y su tamaño hasta producirse la rotura de algunos cristales de los que se compone el material. Este proceso es el que, interpretaron, conduce finalmente a la rotura del material (Ewings y Humphires, 1903).

Aun cuando la teoría de Ewing y Humphries supone un notable avance respecto a lo que hasta entonces se conocía sobre la fatiga, presenta algunas lagunas. Por ejemplo, la falta de explicación de la ausencia de rotura de las probetas y piezas por debajo de un cierto umbral de tensión, como observó Wóhler.

En 1910, el norteamericano Bastin plantea una ecuación, en la forma de logaritmo de la tensión frente al logaritmo del número de ciclos, para la zona de vida finita observada por Wóhler.

La ecuación que se utiliza hoy en día proviene de aquellos planteamientos.

A mediados de los años 20, Hanson y Gough apuntaron una hipótesis a este aspecto de la fatiga de los materiales férricos, considerando que se produce un fenómeno de endurecimiento por deformación de tal modo que, para niveles bajos de la tensión de fatiga, es capaz de frenar la propagación de las microgrietas originadas por el deslizamiento cristalino.

Como resumen, se puede decir que, a pesar del enorme esfuerzo invertido durante los últimos 180 años, aun no se posee un conocimiento completo del fenómeno de la fatiga de los

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metales. De todos modos, la teoría del deslizamiento parece ser la más adecuada para interpretar las fases iniciales de la fatiga de un material.

La gran cantidad de datos disponibles para materiales férricos (y algunos otros materiales metálicos), ha permitido desarrollar “procedimientos de cálculo” razonablemente bien comprobados por multitud de diseños. Estos procedimientos permiten diseñar piezas para una duración dada cuando están sometidas a un estado de tensiones variables conocido.

Por otro lado, la teoría de la fractura por fatiga permite predecir, entre otras cosas, el crecimiento de la grieta con los ciclos de carga.

Es por ello por lo que los métodos tradicionales de cálculo junto con la teoría de la fractura por fatiga proporcionan una sólida base para el diseño de sistemas estructurales metálicos.

1.4 Unidades FPSO y FSO en la actualidad

De acuerdo a los datos del sitio web, http://www.fpso.com/, hay alrededor de 165 unidades flotantes de producción y almacenamiento a lo largo del planeta los cuales se enlistan de acuerdo a su armador, campo petrolífero en el que operan y país.

Para ver el listado de unidades flotantes existentes tipo FPSO a lo largo del planeta, ver Tabla A1-1 del ANEXO 1.

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CAPÍTULO 2. REVISIÓN LITERARIA

2.1 Estructura Costa-Afuera

Una estructura costa afuera no tiene acceso fijo a tierra en la costa y puede necesitar mantener en posición sin importar las condiciones climatológicas. Las estructuras costa afuera puede estar fijadas al lecho marino o mantenerse flotando durante su operación. Las estructuras flotantes pueden mantener su posición mediante anclas en el lecho marino o mediante thrusters de posicionamiento dinámico o bien moverse libremente en algunos casos.

2.2 Sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga

Las siglas FPSO, pueden definirse de la siguiente manera:

Floating (flotante): Es un cuerpo en equilibrio mientras flota en el agua. El cuerpo consiste en un monocasco con los movimientos característicos de una embarcación y no puede ser provisto de TTR’s (risers tensores, del inglés top tensión risers).

Production (producción): la unidad soporta equipo de proceso de hidrocarburos provenientes del subsuelo, con separadores de compresión de gas, inyección de agua, enfriamiento y sistemas de calentamiento, tratamiento de agua, combustible, inyección de químicos, etc.

Storage (almacenamiento): el hidrocarburo procesado es almacenado en tanques en la unidad previo a la transferencia a un buque tanque. El gas no puede ser almacenado y debe ser exportado por líneas, usado para generación de energía, re-inyectado, usado para levantamiento submarino y bombeo.

Offloading (descarga): quiere decir que el producto procesado es transferido a un buque tanque.

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Los FPSO’s son generalmente sistemas flotantes con casco en forma de buque con provisto de sistemas para almacenar y descargar de crudo simultáneamente. Son diseñados para alinearse a la dirección de las condiciones ambientales tanto de viento como de corrientes para minimizar los movimientos de balance y arfada. En ambientes benignos como en la zona Este de África y Sureste de Asia, los FPSO’s pueden están fondeados mediando anclas alrededor del casco para un solo ángulo de encuentro durante toda la operación.

La producción de petróleo es llevada por tubería flexible (risers flexibles) o una torre de riser con jumper flexible como se muestra en la figura 2.2-1. Ya que los movimientos de la embarcación generalmente prohíben la instalación de risers rígidos o risers de acero en catenaria.

Figura 2.2-1. Configuración de risers con jumper flexible.

(Wichers, 2013)

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Los FPSO’s tienen un área de cubierta considerable. De cualquier manera, muchos de los cascos de los FPSO provienen de conversiones y la estructura de la cubierta puede no estar diseñada para soportar una planta de proceso en ella. Esta necesidad debe ser cuidadosamente revisada antes de optar por la opción de conversión para un FPSO.

Los FPSO convertidos ofrecen la más corta y económica manera de iniciación de la producción. Sus principales limitantes incluyen, aminoramiento en la habilidad de operar árboles secos y factibilidad técnica de amarre en aguas muy profundas en ambientes severos. El ensamble de una torreta puede volverse muy complicado y difícil de integrar con el casco.

2.2.1 Configuración del casco de un FPSO.

El casco de un FPSO se compone de 4 principales requerimientos que definen el tamaño de un FPSO.

1. Proveer de capacidad de almacenamiento de crudo compatible con la producción diaria y arreglos para descarga del mismo, es decir poder cargar y descargar al mismo tiempo.

2. Proveer de un espacio suficiente en cubierta (topside) para un arreglo seguro de la planta de proceso, habitacional y utilería.

3. Proveer de una capacidad de desplazamiento y lastre para reducir el efecto por movimientos en la planta de proceso y sistemas de los risers.

4. Proveer de espacio para la torreta de producción (externa o interna), y la cantidad de pérdida de capacidad de almacenamiento como consecuencia.

La figura 2.2.1-1 muestra los 4 componentes principales de un FPSO con torreta externa.

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Figura 2.2.1-1. Configuración de un FPSO.

http://www.modec.com/fps/fpso_fso/projects/ten.html

La forma del casco de FPSO’s de nueva construcción puede ser optimizada para encarar estas variaciones, principalmente la eslora, la manga, puntal, calado y distribución de masas.

La eslora puede ser ajustada con respecto a la longitud de ola esperada para asegurar que las condiciones ambientales severas no generen longitudes de ola localizadas en el rango de la respuesta a la arfada o cabeceo, por lo tanto, reducir los movimientos verticales de la torreta y las cargas dinámicas asociadas. La forma del casco puede también ser ajustada para controlar el balance o el cabeceo y, por ende, reducir un posible daño por fatiga en los risers. Esta optimización también reduce los requerimientos de necesitar equipo especial en la planta de procesos como deflectores para separadores.

La forma del casco también puede ser optimizada para reducir la acción de las corrientes y olas variando la eslora, la manga, el calado y las formas de la proa y la popa. Esto reduce las cargas del buque con respecto a las olas entrantes bajo una condición climatológica dada. La optimización de la forma del casco antes mencionada puede tener beneficios a largo plazo en el desarrollo de la operación del FPSO, pero esto debe ser cuidadosamente comparado con el costo de fabricación y operación del FPSO.

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32 2.2.2 Estructura del casco de un FPSO.

Existe una marcada diferencia en al arreglo entre la estructura de un FPSO convertido a partir de un buque tanque y un FPSO de nueva construcción. La configuración general de un buque tanque se maneja a partir de la necesidad de transportar grandes volúmenes de carga a bajo costo.

Los buques tanques tienen una relación eslora-manga cerca de 6:1, lo que proporciona un espacio de bodegas suficiente y la resistencia necesaria al avance. Por el contrario, un FPSO no está diseñado para trasladarse de un lado a otro, en consecuencia, la resistencia al avance no es un problema que se deba abordar en la etapa de diseño. De cualquier manera, el alineamiento a las condiciones climatológicas, la esbeltez del caso (radio eslora-manga) sirve para considerar un área frontal baja a las condiciones climatológicas prevalentes y asistir en el movimiento de alineación a las condiciones ambientales. Un casco de menor tamaño podría aminorar el peso del acero y posiblemente reduzca el costo de construcción. El radio manga-puntal es una perspectiva diferente de los FPSO, a diferencia de los buque tanques, no están restringidas por calado máximo, en consecuencia, la razón típica es 2:1 puede ser optimizada. Esto ayuda al diseño estructural y maniobrabilidad incrementando el francobordo el cual permite bulbos sumergidos más grandes para reducir el efecto slamming.

Con respecto al doble casco y el doble fondo, el primero se ha convertido en la norma para los FPSO, mientras que hay poca justificación en la actualidad para imponer un doble fondo en un FPSO estáticamente amarrado. Se ha convertido en práctica común colocar tanques de lastre fuera de los tanques de carga centrales.

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33 2.2.3 Ventajas y desventajas de un FPSO.

Un FPSO como cualquier otro sistema flotante presenta ventajas y desventajas con respecto a las demás estructuras flotantes de extracción y/o producción de petróleo.

Las cuales se enlistan a continuación:

Ventajas:

• Relativamente menor Capex.

• Su tecnología es simple y probada.

• Corto periodo de construcción e instalación, especialmente si es a partir de un buque de segunda mano.

• Bajo costo por abandono.

• Puede ser construido en un astillero a bajo costo base.

• Almacenamiento integrado es posible.

• Habilidad para alinearse a las condiciones ambientales (viento, corrientes y olas).

• Relativamente insensible a los pesos del topside.

• Relativamente insensible a la profundidad del agua.

Desventajas:

• Los movimientos de la cubierta son tales que los cabezales deben instalarse debajo del agua.

• Embarcaciones de apoyo son necesarias para los servicios del pozo.

• Relativamente alto Opex.

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2.3 Sistema de anclaje de punto único (Single Point Mooring)

El sistema de anclaje de punto único es un sistema de posicionamiento pasivo, en el cual se distingue el anclaje de torreta (turret mooring) utilizado fundamentalmente en instalaciones tipo FPSO en emplazamientos con condiciones climatológicas adversas.

La estructura de la torreta tiene que transferir las altas cargas dinámicas de las líneas de amarre generadas por el peso del acero, los risers y líneas de amarre a través del rodamiento hacia el casco. La torreta puede ser provista de una espaciosa cubierta para la habilitación de sus componentes como manifolds, tuberías monitoreo de inyección y equipo de control. En la mayoría de los diseños el sistema del swivel está localizado dentro de un tubo de torque que elimina los brazos de torque largos y libera más espacio otro subsistema de la torreta.

Además, la torreta es provista de una chain table y I-tubes. La chain table asegura las líneas de amarre a la torreta y los I-tubes reciben los risers y los guían a la estructura superior de la torreta.

2.3.1 Diseño de la torreta.

Cuando se diseña un sistema de amarre por torrera para buques, uno de los factores más importantes en el diseño de buques que afectan la tensión en las líneas de amarre es la ubicación de la torreta. Con el paso del tiempo la torreta paso de ubicarse en los extremos de popa o proa a la sección media, y la alineación de las condiciones ambientales se volvió más fácil bajo condiciones no-colineales. De cualquier manera, mientras más alejada este la torreta, las fuerza ejercidas en las gateras debido al cabeceo se incrementarán, las cuales tendrán efecto en la tensión de las líneas de amarre cuando se realice un análisis dinámico en las mismas.

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Prueba de ello, es que si la torreta localizada en proa se mueve un tercio de la eslora del barco hacia popa, el factor de seguridad en la carga estática mínima en las líneas de amarre podría mejorar de un 15 a 18%.

Adicionalmente, para considerar la posición optima de la torreta con respecto a la tensión en las líneas de amarre, es equivalente en cuanto a importancia, evaluar el impacto de la incursión de la torrera dentro del casco de la embarcación y el cuantificar el impacto. Los siguientes conceptos pueden tener un mayor costo en el diseño de la embarcación:

1. Pérdida de volumen en tanques de carga.

2. Pérdida en la resistencia longitudinal.

3. Agregar más refuerzos para disipar las cargas de la torreta.

4. El diámetro de la estructura de la torreta deriva arquitectónicamente de los requerimientos de espacio para el equipo de los risers, amarre y torreta.

5. El tamaño del rodamiento de la torreta requiere transmitir eficientemente las cargas de las líneas de marre entre el eje de la torreta y el caso del FPSO.

Cuando se considera el impacto total de la torreta en el casco, la torreta en proa ha probado ser más rentable tanto en ambientes tranquilos y severos. La torreta en proa puede ser instalada de dos maneras:

1. Torreta en proa integrada. Figura 2.3.1-1.

2. Torreta en cantiléver. Figura 2.3.1-2.

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Figura 2.3.1-1. Torreta integrada en proa https://www.sbmoffshore.com/

Figura 2.3.1-2. Torreta externa en cantiléver.

https://hvac4offshorevn.wordpress.com/

Una embarcación que se alinea totalmente con las condiciones ambientales tiene ventajas en los costos de operación sobre los que son de rotación limitada o controlada.

2.3.2 interface del sistema de amarre.

Las fuerzas en las líneas de amarre aplicadas a la embarcación son introducidas y acomodadas por los componentes contenidos en la torreta hacia el casco.

Estos componentes son:

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1. La mesa de cadenas (chain-table), incluyendo el sistema de frenado.

2. El cilindro de la torreta.

3. Dispositivos anti-fricción y estructuras de soporte.

4. El rodamiento principal y su estructura de soporte.

5. El moonpool de la torreta (en caso de ser interna).

6. Swivel.

2.3.2.1 Estructura de la mesa de cadenas (chain-table)

La mesa de cadenas forma el punto de conexión para las líneas de amarre de las anclas y el sistema de amarre de la torreta al FPSO. Las cargas por el sistema de amarre son transferidas de los puntos de conexión del escoben a través de la estructura de la mesa de cadenas al cilindro de la torreta y a través de los dispositivos antifricción y el rodamiento principal hacia la estructura del FPSO. La mesa de cadenas también provee de puntos de entrada de crudo a través de los risers y protege las bancadas con los limitadores de flexión.

La cubierta de la mesa de cadenas, que está a 1.5 m, aproximadamente, por debajo del soporte de la torreta, está formada de placas de acero soldadas. La cubierta consiste de una caja de soporte de anillo externa para los frenos de cadenas y una abertura central la cual permite la entrada de los risers. Como se muestra en la figura 2.3.2.1-1.

Figura 2.3.2.1-1. Mesa de cadenas de una torrera.

http://www.sofec.com/whitePapers/

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38 2.3.2.1.1 Frenos de cadenas y escobenes.

Cada escoben (chainhawse) consiste en dos piezas de acero fundido con forma de gancho, soldadas a la cada de cadenas. El ensamble completo del escoben con frenos automáticos que están instalados dentro del gancho a través de baleros lubricados los cuales permiten al escoben rotar y alinearse con las cadenas. Una guía tubular en forma de trompeta asegura un alineamiento apropiado de la cadena durante la tensión de ayuda a la articulación del escoben. Como se muestra en la figura 2.3.2.1.1-1.

Figura 2.3.2.1.1-1. Configuración del escoben.

(Wichers, 2013)

Este sistema permite a la cadena ser transportada cuando las líneas de amarre están tensionadas y ser bloqueadas tan pronto como la tensión sea liberada.

El escoben y el frenado automático son de tal diseño, que han sido utilizadas exitosamente en proyectos anteriores y reducen el tiempo de conexión del FPSO y las líneas de las anclas preinstaladas.

2.3.2.1.2 Cilindro de la torreta.

Esta estructura es el principal soporte de los elementos de la sección de la cubierta de la torreta. Es soportada desde el rodamiento principal y constituye un miembro cilíndrico de placa de

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acero de aproximadamente 5 metros de diámetro, el cual se extiende desde la mesa de cadenas hasta el total del puntal del FPSO para torretas internas.

2.3.2.1.3 Estructuras de soporte de rodamientos.

La estructura del soporte del rodamiento de alineamiento con las condiciones climatológicas con fines de distribuir las cargas verticales y horizontales del sistema de amarre desde mesa de cadenas hasta la estructura del casco del FPSO y mantener las deformaciones del soporte del rodamiento principal dentro de un rango mínimo tolerable.

Estructura del soporte de los pads de fricción - son componentes horizontales de las cargas del sistema de amarre son soportadas por un arreglo de pads de fricción. La estructura del soporte de los pads está integrada en el cilindro de la torreta. Los pads reaccionan sobre un pesado anillo de acero, el cual es una parte integral del cilindro de la torreta.

2.3.2.1.4 Sistemas de rodamientos.

Rodamiento principal – El lazo entre el buque que se alinea con las condiciones climatológicas y la columna fija en la torreta es un anillo de triple carrera (figura 2.3.2.1.4-1), grande y pesado de gran diámetro, figura 2.3.2.1.4-2. El rodamiento es montado a su estructura de soporte mediante tornillos de alta resistencia e hidráulicamente pre-tensionados, figura 2.3.2.1.4- 3.

Figura 2.3.2.1.4-1. Rodamiento de rodillos de triple rodillo.

(Wichers, 2013)

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Figura 2.3.2.1.4-2. Anillo del sistema de rodamiento.

(Wichers, 2013)

Figura 2.3.2.1.4-3. Tornillos pre-tensionados del sistema de rodamientos.

(Wichers, 2013)

Pads de fricción – Los pads de fricción son arreglos para recibir y distribuir los componentes horizontales de las fuerzas del sistema de amarre. Cada pad está compuesta de un rodamiento auto- lubricado el cual se acopla con un recubrimiento de níquel resistente a la corrosión. Los cuales están soportados por un cojinete elastomérico hemisférico que distribuye las fuerzas.

2.3.2.1.5 Estructura del Moonpool.

La estructura del Moonpool es un mamparo cilíndrico insertado a través del casco, desde la cubierta principal hasta justo debajo de la quilla, como se muestra en la figura 2.3.2.1.5-1. En la

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parte inferior, el mamparo cilíndrico está equipado con sellos expansivos, los cuales pueden estar presionados contra unos soportes sujetos a la mesa de cadenas. Ya sellado temporalmente, el agua dentro del anillo de la torreta puede ser achicada permitiendo una inspección seca a los ensambles de los pads de fricción.

Figura 2.3.2.1.5-1. Estructura del moonpool.

http://www.viking-systems.net/

2.3.2.1.6 Swivel Stack

La parte de la torreta que se extiende desde la cubierta de la torreta hasta lo largo del Swivel Stack se compone de dos principales áreas: La cubierta principal de la torreta y área de manifolds, y la cubierta del Swivel.

Cubierta principal de la torreta - Esta es soportada por el cilindro de la torreta y funciona como una base no rotatoria para el sistema para recibir fluidos. La cubierta es fabricada de placas de acero soldadas y vigas, además, tiene una forma circular.

La cubierta está rodeada de canaletas que detienen cualquier perdida de producto debido a fugas. Un sistema de drenado, para tuberías y posibles derrames es integrado dentro del sistema.

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Cubierta de soporte de estructura del manifold - El área del manifold sirve como un acceso para las líneas de producción de petróleo crudo antes de su entrada al Swivel Stack.

Cubierta del Swivel - Esta cubierta está localizada sobre la cubierta principal de la torreta y soporta al Swivel Stack. Una abertura central es habilitada para el paso de las tuberías y cableado del Swivel. En la figura 2.3.2.1.6-1 se muestra una configuración típica de la cubierta de la torreta y la cubierta del Swivel.

Figura 2.3.2.1.6-1. Configuración de la cubierta de la torreta y la cubierta del Swivel.

(Wichers, 2013)

2.3.2.1.7 Ensamble del Swivel Stack

El ensamble del Swivel Stack consiste en un anillo interno no rotatorio y un anillo externo rotatorio que encierra un espacio toroidal. Los anillos individuales del swivel están uno arriba de otro para proveer múltiples e independientes flujos. La concentricidad del anillo interno y externo es mantenida por el cojinete de triple carera. Sellos alrededor de la periferia de la interface entre los anillos internos y externos previenen fugas de los fluidos de trabajo.

Una configuración típica de un Swivel Stack de una torreta externa se muestra en la figura 2.3.2.1.7-1.

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Figura 2.3.2.1.7-1. Configuración de un Swivel Stack para una torreta externa.

(Wichers, 2013)

2.4 Parámetros para el análisis hidrodinámico

En la realidad, el mar es asumido como una composición de olas regulares con diferentes alturas y frecuencias cada una. Cuando la dirección de las olas por frecuencia es paralela, es

Junta rotatoria de fibra óptica -comunicación óptica entre torreta y equipo submarino

Equipamiento giratorio -Fluidos hidráulicos submarinos -Fluidos químicos de inyección para corrosión, inhibidores y metanol

-Fluidos utilitarios para servicio neumático, instrumentación neumática y nitrógeno

Anillo eléctrico de barrido -Alto y bajo voltaje

-Para señales entre la torreta y el equipo submarino

Perno toroidal -Fluidos de producción -Trasiego de fluidos -Inyección de agua -Extracción de gas -Inyección de gas -Exportación de gas

Anillo de potencia eléctrica -Bomba submarina

-Suministro de energía al cabezal

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llamado estado de mar unidireccional y cuando el conjunto de olas no son paralelas se le llama estado de mar multidireccional. Un ejemplo de estado de mar unidireccional (arriba) y multidireccional (abajo) se muestra en la figura 2.4-1.

Figura 2.4-1. Estado de mar unidireccional (arriba) y multidireccional (abajo).

National Renewable Energy Laboratory

2.4.1 Propiedades de olas regulares

De acuerdo con la teoría de ola lineal, las propiedades de las olas regulares dependen de la profundidad del agua h, las cuales son:

1) La amplitud de movimiento de los componentes horizontales y verticales como función de la posición está dada por (1) y (2), respectivamente:

𝜉 =^𝐻

2

cosh 𝑘(𝑧+ℎ)

sinh 𝑘ℎ cos 𝑘𝑥 Ecuación (1) 𝜁 =^𝐻

2

sinh 𝑘(𝑧+ℎ)

sinh 𝑘ℎ sin 𝑘𝑥 Ecuación (2) Donde:

𝜉 es la amplitud horizontal.

𝜁 es la amplitud vertical.

H es la altura de la ola.

k es el número de ola = 2π/L.

h es la profundidad del mar.

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z es la coordenada vertical medida desde un origen a la superficie en aguas tranquilas (positivo hacia arriba).

L es la longitud de ola.

2) La longitud de ola y su periodo están definidos por:

𝐿 =^𝑔𝑇²

2𝜋 tanh 𝑘ℎ Ecuación (3) y

𝑇 = 2𝜋√_{𝑔𝑘 tanh 𝑘ℎ}¹ Ecuación (4)

Peralte de ola α y la pendiente de ola, que están definidos por:

𝛼 =^2𝜋

𝐿 𝜁_𝑎 = ^𝜋𝐻

𝐿 Ecuación (5) 𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 = ^𝐻

𝐿 Ecuación (6) Donde:

T es el periodo de ola

4) La energía promedio en un periodo de ola por unidad de área de la superficie del mar, dada por:

𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 =¹

4𝜌𝑔𝜁_𝑎² Ecuación (7) 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑐𝑖𝑛𝑒𝑡𝑖𝑐𝑎 =¹

4𝜌𝑔𝜁_𝑎² Ecuación (8) La energía total de una ola entera por unidad transversal

𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =¹

2𝜌𝑔𝜁_𝑎² =¹

8𝜌𝑔𝐻²𝐿 Ecuación (9) donde:

ρ es la densidad del agua de mar, normalmente 1.025ton/m³. g es la aceleración gravitatoria (9.81m/s²).

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5) La velocidad de propagación con la cual se mueve (desplaza) la cresta (a menudo llamado velocidad de fase o celeridad de ola) está dada por:

𝑐 = ^𝐿

𝑇 =^𝜔

𝑘 = √^𝑔_𝑘tanh 𝑘ℎ Ecuación (10) 6) La velocidad de grupo de olas. Cuando un número finito de olas se propagan, lo contrario a aguas tranquilas, observamos que las olas parece que se originan en la parte posterior del grupo y viajan a través del grupo a velocidad c y desaparecer cerca del parte frontal del grupo. Esto implica que la energía del grupo se mueve hacia enfrente con una velocidad la cual es menor que la velocidad individual de cada ola. La velocidad con la cual la energía es propagada (normalmente llamado velocidad de grupo cg o velocidad adimensional de grupo n) está dada por:

𝑐_𝑔 = ^𝑐

2(1 + ^2𝑘ℎ

sinh 2𝑘ℎ) Ecuación (11) ó

𝑛 =^𝑐^𝑔

𝑐 =¹

2(1 + ^2𝑘ℎ

sinh 2𝑘ℎ) Ecuación (12)

2.4.2 Espectro de ola irregular de una sola cresta.

En la práctica existen distintos espectros de ola los cuales se distinguen por el nombre(s) de quien(es) desarrollo(aron) cada espectro, como son:

• Neumann

• Fisher y Roll

• Pierson-Moskowitz

• Darbyshire

• JONSWAP (Joint North Sea Wave Observation Project)

• TMA (Texel, MARSEN y ARSLOE)

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47

• Gaussian swell

A su vez, existen espectros de ola con doble cresta como lo son el espectro de Ochi-Hubble y el espectro de ola combinado de oleaje y viento.

Cada espectro de ola es definido por los parámetros de estado de mar. Los parámetros del estado de mar tienen las siguientes definiciones:

𝜁_𝑤_1/3 = 𝐻_{1 3}_⁄ = 𝐻_𝑠 = 4√𝑚₀ Ecuación (13) 𝑚₀ = ∫ 𝑆₀^∞ _𝜁(𝜔)𝑑𝜔 Ecuación (14) 𝜔_𝑝 = ^2𝜋

𝑇_𝑝 Ecuación (15) 𝑚₁ = ∫ 𝜔𝑆₀^∞ _𝜁(𝜔)𝑑𝜔 Ecuación (16) 𝑚₂ = ∫ 𝜔₀^∞ ²𝑆_𝜁(𝜔)𝑑𝜔 Ecuación (17) 𝑚₄ = ∫ 𝜔₀^∞ ⁴𝑆_𝜁(𝜔)𝑑𝜔 Ecuación (18) 𝑇₁ = 2𝜋^𝑚⁰

𝑚₁ Ecuación (19) 𝑇₂ = 𝑇_𝑧= 2𝜋√𝑚₀

𝑚₂

⁄ Ecuación (20)

𝑇_𝑚 = 2𝜋√𝑚₂ 𝑚₄

⁄ Ecuación (21) donde:

T2 = Tz es el periodo medio estadístico.

Tm es el periodo medio entre crestas.

Tm / T2 es la cantidad que indica el ancho del espectro.

Para este trabajo se ocupará un solo espectro de ola, que se definirá durante el análisis, ya sea Pierson-Moskowitz o JONSWAP. Que se describirán a continuación.