Proyecto preliminar de una plataforma semi-sumergible para aguas profundas

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PROYECTO PRELIMINAR DE UNA PLATAFORMA SEMI-SUMERGIBLE PARA AGUAS PROFUNDAS

ALUMNO:

JESÚS MONSERRAT TORRECILLAS

COORDINADOR:

JOSÉ ENRIQUE GUITERREZ ROMERO FECHA:

25/02/2019

MÁSTER UNIVERSITARIO EN INGENIERÍA NAVAL Y OCEÁNICA ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA NAVAL Y OCEÁNICA UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE CARTAGENA

PROYECTO FINAL DE MÁSTER

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Abstract

The final master thesis exposed in this document is dedicated to the prelaminar design of a semisubmersible platform due to operate in deep water at the North Sea, where environmental conditions are a crucial factor to take in account.

In order to develop the design neatly, a cyclic an iterative design method is followed. Firstly, an overview of the current state of art in oil &gas industry is exposed, including different types of platforms that are nowadays operating in the ocean. Thereafter, functional requirements along with safety requirement which the final design of the platform shall comply are assessed. These requirements will define the systems and equipment that the platform should have allocated in order to perform its duties while ensuring the safety of the personal on board.

Once the requirements are specified, optimal configuration and dimensions of the platform are selected. In order to achieve the optimal solution, different configuration and dimensions for each of them will be tested. Two main configurations are tested, differing in the number of columns that the platform should have, either six or four. Eventually, four columns configuration is selected according with structural weight and metacentric height.

Once the dimensions are fixed, the design process will take the selected platform through different stages of design, which will utterly define the features of the platform. One stage of design will only be finished once requirements from the Classification Society DNV-GL are met.

Firstly, the stability of the platform shall be verified. In order to ensure stability capacity of at the platform, four conditions are considered: full storage, operation, ballast condition and transport. Additionally, damage condition is verified, so the compartments defined are enough to provide floatability in the event of an accident.

Following the design process, a structural analysis is developed. Firstly, longitudinal resistance of the structure is studied for each of the four conditions previously defined. Because of this process, a minimum modulus for the structure is defined. A selection of plates’ thicknesses and stiffeners is developed according with the standards. Once the transversal section of the platform is defined, its compliance with the minimum modulus is verified.

One unique feature in floating offshore structures is the mooring systems. Since these structures are designed to operate in a fixed located during long periods, mooring systems should be design in order to ensure the position of the platform against environmental forces.

In order to safely select the mooring system, the quasi-static method is followed.

At this point of the design, there is enough knowledge of the platform to select the different equipment that should be allocated in order to perform its duties. These are described and selected. Eventually, a dynamic analysis of the final platform is performed. This analysis will provide insights of the platform’s dynamic response against severe environmental conditions in each degree of freedom.

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Resumen

El presente documento expone el trabajo final del máster en ingeniería naval y oceánica,

“Proyecto preliminar de una plataforma semi-sumergible para aguas profundas”. Además, la plataforma estará diseñada con el fin de operar en el mar del Norte, donde las condiciones ambientales son un factor decisivo.

Con el fin de llevar a cabo el diseño de una forma estructurada, se sigue el método de diseño iterativo y cíclico, usado comúnmente en arquitectura naval. En primer lugar, se realiza una investigación sobre el estado de arte actual en el sector oil & gas, en el que se incluyen los distintos tipos de plataformas oceánicas que actualmente operan en el mercado. A continuación, se establecen los requisitos funcionales y de seguridad que deberá cumplir la plataforma. Estos requisitos determinan a su vez los sistemas y equipos que deberán ir en la plataforma de forma que esta pueda desarrollar sus funciones en condiciones de seguridad.

Una vez que se han establecido los requisitos, se lleva a cabo una selección de las dimensiones y configuración óptima de la plataforma. Con el objetivo de alcanzar la configuración más eficiente, se prueban distintas configuraciones y dimensiones para cada una de ellas. En particular, se prueban dos tipos de configuraciones distintas que difieren en el número de columnas, bien de seis o cuatro columnas. Finalmente, se elige la configuración de cuatro columnas ya que esta ofrece la mejor relación entre el peso estructural y la altura metacéntrica.

Una vez que se han fijado las dimensiones, se lleva a la plataforma a través de las distintas etapas del diseño, las cuales determinarán sus características. Cada etapa del diseño se considerará acabada sólo cuando cumpla con los requisitos establecidos en la normativa DNV- GL.

En primer lugar, se comprueba la estabilidad de la plataforma. Con el fin de asegurar la flotabilidad de la plataforma se comprueban cuatro condiciones distintas de carga, estas son:

plena carga, operación, lastre y transición. De forma adicional, se comprueba la estabilidad en averías con el fin de asegurar que la plataforma cumpla con los requisitos de estabilidad en caso de accidente.

Continuando con el proceso, se lleva a cabo el análisis estructural. En primer lugar, se realiza el análisis de resistencia longitudinal de la plataforma para cada una de las condiciones descritas anteriormente. Como resultado de este análisis, se establece un módulo mínimo de la cuaderna maestra. Una vez que se realiza el escantillonado de la cuaderna maestra, siguiendo la normativa, se verifica que el módulo de esta es superior al mínimo requerido.

Una característica única en las plataformas oceánicas son sus sistemas de fondeo. Debido a que estas son diseñadas para operar en un cierto lugar durante largos períodos, los sistemas de fondeo deben ser diseñados con la capacidad de mantener a la plataforma en un lugar a pesar de la acción de fuerzas ambientales. Con el fin de asegurar que se realiza la selección del sistema de fondeo del lado de la seguridad, se sigue el método de diseño quasi-estática, establecido en la normativa.

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Página 4 En este punto del diseño, se tiene suficiente información sobre la plataforma como para seleccionar los distintos equipos que deberán ir alojados en ella. A continuación, estos equipos se describen y seleccionan. Finalmente, se realiza un análisis dinámico de la plataforma. Este análisis proporcionará información sobre la respuesta y comportamiento de la plataforma frente a condiciones de mar adversas en cada uno de sus grados de libertad.

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Tabla de contenido

Introducción ... 14

Capítulo 1. Estado del arte ... 16

Capítulo 2. Requisitos y sistemas ... 35

Requisitos funcionales... 35

Requisitos de seguridad ... 37

Proceso de perforación (Drilling) ... 38

Proceso de producción de petróleo ... 41

Proceso de producción de gas ... 42

Proceso de sellado y abandono del pozo. ... 43

Sistemas requeridos en la plataforma ... 43

Capítulo 3. Dimensionamiento ... 46

Configuración típica de una plataforma semi-sumergible ... 46

Datos iniciales y estimación del desplazamiento ... 49

Dimensiones de la cubierta principal ... 53

Definición de pesos principales ... 61

Simulación y optimización de dimensiones ... 70

Capítulo 4. Estabilidad y compartimentado ... 81

Definición de tanques ... 81

Estabilidad Intacta ... 84

Plena Carga ... 86

Operación ... 91

Lastre ... 96

Transición ... 100

Estabilidad en avería. Compartimentado ... 104

Capítulo 5. Diseño estructural ... 112

Resistencia longitudinal ... 112

Plena Carga ... 113

Operación ... 114

Lastre ... 116

Transición ... 117

... 118

Escantillonado de la cuaderna maestra ... 119

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Módulo de la cuaderna maestra ... 129

Peso estructural ... 130

Estimación de la posición del centro de gravedad y radios de giro ... 134

Capítulo 6. Sistema de fondeo ... 136

Sistemas de fondeo ... 136

Ecuaciones de “Catenaria inelástica” ... 140

Proceso de cálculo cuasi-estático ... 142

Proceso de diseño del sistema de fondeo ... 148

Simulación 1. Catenaria pesada, mar en calma ... 155

Simulación 2. Catenaria pesada, tormenta ... 157

Simulación 3. Catenaria ligera, mar en calma ... 159

Simulación 4. Catenaria ligera, tormenta ... 161

Equipo de fondeo ... 164

Peso del sistema de fondeo ... 170

Capítulo 7. Equipos y servicios ... 172

Equipo de perforación ... 172

Equipos de producción ... 183

Equipos del proceso de producción de petróleo ... 187

Equipos del proceso de producción de gas ... 188

Comprobación de estabilidad inicial ... 198

Capítulo 8. Estudio dinámico ... 200

Movimientos de la plataforma ... 200

Movimiento de Avance (Surge) ... 203

Movimiento de deriva (Sway) ... 205

Movimiento de arfada (Heave) ... 206

Movimiento de balance (Roll) ... 208

Movimiento de cabeceo (Pitch) ... 209

Movimiento de guiñada (Yaw) ... 211

Bibliografía ... 213

Apéndices. ... 217

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Lista de figuras.

Figura 1. Distribución global de las actividades offshore [3]. ... 17

Figura 2. Plataforma tipo Jacket [1]. ... 19

Figura 3. Plataforma tipo base de gravedad [7]. ... 20

Figura 4. Plataforma Auto elevable [7]. ... 21

Figura 5. Equipos de producción subacuáticos [8]. ... 22

Figura 6 Torre articulada [7]. ... 23

Figura 7. Estructura de tipo torre arriostrada [7]... 24

Figura 8. Estructura tipo FPSO [7]. ... 25

Figura 9. Plataforma de tipo semisumergible [9]. ... 26

Figura 10. Progreso de las plataformas tipo Spar [1]. ... 27

Figura 11. Estructura tipo tirantes tensionados (TLP). ... 28

Figura 12. Evolución del precio del barril de Brent en USD [10]. ... 30

Figura 13. Precio del barril de Brent desde 1960 hasta la actualidad [11]. ... 31

Figura 14. Buques completados por región, 1980-2015 [12]. ... 32

Figura 15. Proceso de perforación en una plataforma semi-sumergible [14]. ... 39

Figura 16. Proceso de producción de petróleo en una planta offshore [15]. ... 41

Figura 17. Proceso de producción de gas en una planta offshore [15]. ... 42

Figura 18. Funciones principales de una plataforma de producción de petróleo y gas integrada [15]. ... 44

Figura 19. Disposición típica de una plataforma de perforación semi-sumergible [17]. ... 47

Figura 20. Relación VL-Desplazamiento para las plataformas semi-sumergibles en el mercado52 Figura 21. Regresión longitud de la cubierta-desplazamiento base de datos. ... 54

Figura 22. Regresión longitud de la cubierta -profundidad base de datos. ... 55

Figura 23. Regresión longitud de la cubierta- carga variable (VL) base de datos. ... 56

Figura 24. Regresión manga de la cubierta - desplazamiento base de datos. ... 57

Figura 25. Regresión manga- profundidad base de datos. ... 57

Figura 26. Regresión manga- carga variable (VL) base de datos. ... 58

Figura 27. Distribución del número de columnas utilizadas por plataformas en el mercado. ... 59

Figura 28. Altura de las columnas-Desplazamiento según la base de datos. ... 60

Figura 29. Longitud de los pontones utilizados en plataformas según la base de datos. ... 61

Figura 30. Dimensiones de la plataforma vista frontal. ... 65

Figura 31. Dimensiones de la plataforma vista en planta. ... 65

Figura 32. Representación esquemática de la cubierta inferior y alojamiento de sus equipos. 68 Figura 33. Representación esquemática de la cubierta intermedia y alojamiento de sus equipos. ... 69

Figura 34. Representación esquemática de la cubierta superior y alojamiento de sus equipos.70 Figura 35.Resultados simulación. GM-Hc... 76

Figura 36. Resultados simulación. Peso estructural- Hc ... 77

Figura 37. Imagen en 3 dimensiones diseñada en “Rhinoceros” de la plataforma. ... 78

Figura 38. Diagrama esquemático del proceso de dimensionamiento. ... 79

Figura 39. Definición de tanques. Vista lateral. ... 84

Figura 40. Esquema de la curva de momentos adrizantes (GZ) y escorantes [18]. ... 85

Figura 41. Vista lateral de la plataforma en equilibrio obtenida en Maxsurf, plena carga. ... 87

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Figura 42. Curva de brazos adrizantes obtenida en Maxsurf, plena carga. ... 89

Figura 43. Representación conjunta de las curvas de momentos adrizantes y escorantes, plena carga. ... 90

Figura 44. Vista lateral de la plataforma en equilibrio obtenida en Maxsurf, operación. ... 92

Figura 45. Curva de brazos adrizantes obtenida en Maxsurf, operación... 94

Figura 46. Representación conjunta de las curvas de momentos adrizantes y escorantes, operación. ... 95

Figura 47. Vista lateral de la plataforma en equilibrio obtenida en Maxsurf, lastre. ... 97

Figura 48. Curva de brazos adrizantes obtenida en Maxsurf, lastre. ... 98

Figura 49. Representación conjunta de las curvas de momentos adrizantes y escorantes, lastre. ... 99

Figura 50. Vista lateral de la plataforma en equilibrio obtenida en Maxsurf, transición. ... 101

Figura 51. Curva de brazos adrizantes obtenida en Maxsurf, transición. ... 102

Figura 52. Representación conjunta de las curvas de momentos adrizantes y escorantes, transición. ... 103

Figura 53. Momento adrizante y escorante en estabilidad en averías [18]... 105

Figura 54. Zonas propensas a sufrir daño [13](Figura 2.9). ... 105

Figura 55. Representación esquemática de los tanques y compartimentos inundados tras la avería. Zona de estribor a proa de la plataforma... 107

Figura 56. Definición de tanques y compartimentos dañados en Maxsurf. ... 107

Figura 57. Aspecto de la plataforma en la situación de equilibrio en avería, Maxsurf. ... 108

Figura 58. Curva de brazos adrizantes obtenida en Maxsurf, averías. ... 110

Figura 59. Representación conjunta de las curvas de momentos adrizantes y escorantes, averías. ... 111

Figura 60. Curva de cargas de la plataforma, plena carga. ... 113

Figura 61. Curvas de fuerzas cortantes y momentos flectores, plena carga. ... 114

Figura 62. Curva de cargas de la plataforma, operación. ... 115

Figura 63. Curvas de fuerzas cortantes y momentos flectores, operación. ... 115

Figura 64. Curva de cargas de la plataforma, lastre. ... 116

Figura 65. Curvas de fuerzas cortantes y momentos flectores, lastre. ... 117

Figura 66. Curva de cargas de la plataforma, transición. ... 117

Figura 67. Curvas de fuerzas cortantes y momentos flectores, transición. ... 118

Figura 68. Curva de áreas seccionales, operación. ... 120

Figura 69. Ilustración de las dimensiones utilizadas en el proceso de dimensionamiento. ... 126

Figura 70. División de la plataforma en zonas longitudinalmente desde popa hasta la sección media. ... 131

Figura 71. Sistema de posicionamiento con líneas [7]. ... 137

Figura 72. Sistema de fondeo con torreta. Con capacidad de desconexión (a). Permanente (b) [1]. ... 138

Figura 73. Esquema de una línea de una línea de fondeo de tipo catenaria [7]. ... 140

Figura 74. Equilibrio de fuerzas en un elemento diferencial de línea [1]. ... 141

Figura 76. Disposición inicial del sistema de fondeo. ... 149

Figura 77. Introducción de la geometría de la plataforma en SeaFEM. ... 151

Figura 78. Introducción de cilindros concéntricos para la definición de las condiciones de contorno, SeaFEM. ... 152

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Página 10 Figura 79. Movimiento de arfada, avance y deriva de la plataforma sin fondeo y ola de

amplitud = 0 m. ... 153

Figura 80. Movimiento de arfada de la plataforma con fondeo. ... 153

Figura 81. Movimiento de arfada de la plataforma tras añadir fuerza vertical de compensación. ... 154

Figura 82. Tensión en las líneas de catenaria, simulación 1. ... 155

Figura 83. Movimiento de avance (Surge) de la plataforma, simulación 1. ... 155

Figura 84. Espectro de energía, movimiento de avance (Surge), simulación 1. ... 156

Figura 88 . Tensión en las líneas de catenaria, simulación 3... 159

Figura 94. Línea de catenaria seleccionada, “Trillo Anclas&Cadenas”. ... 164

Figura 95. Gráfica de relación entre el poder de agarre y el peso de la cadena, según API [28]. ... 167

Figura 96. Selección de ancla, “VRYHOF ANCHORS”. ... 168

Figura 97. Sistema de izado de líneas de fondeo, molinetes. ... 170

Figura 98. Equipos instalados en una torre de perforación offshore [30]. ... 172

Figura 99. Broca de perforación (Drill bit) [32]. ... 175

Figura 100. Componentes principales de la cadena de perforación (Drill String) [31]. ... 176

Figura 101. Instalación de la base guía [16]. ... 177

Figura 102. Sistema de prevención de escapes BOP [16]. ... 179

Figura 103. Riser de perforación marina [33]. ... 180

Figura 105. Selección de equipos, drawwork. ... 181

Figura 107. Selección de equipo, mesa rotatoria. ... 181

Figura 108. Selección de equipo, Top Drive. ... 181

Figura 109. Selección de equipo, bombas de lodo... 182

Figura 111. Selección de equipo, desviador. ... 182

Figura 112. Selección de equipo, sistema de tensionado del riser ... 182

Figura 113. Cabezal de pozo (Wellhead) [16]. ... 183

Figura 114. Árbol submarino vertical [16]... 184

Figura 115. Árbol submarino horizontal [16]. ... 185

Figura 116. Riser metálico de catenaria [33]. ... 186

Figura 117. Esquema de un separador de producción de tres fases, petróleo, agua y gas [32]. ... 187

Figura 118. Unidad de deshidratación [33]. ... 189

Figura 119. Selección de equipo, cabezal del pozo. ... 190

Figura 120, Selección de equipo, Xmast Tree. ... 191

Figura 121. Selección de equipo, riser de producción. ... 191

Figura 122. Selección de equipos, equipo mangueras de producción (Manifold). ... 191

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Figura 123. Selección de equipo, separador de crudo ... 192

Figura 124. Selección de equipos, compresor de gas. ... 192

Figura 125. Selección de equipo, Unidad de deshidratación. ... 192

Figura 126. Selección de equipo, motores diesel... 193

Figura 128. Selección de equipo, equipo de manejo de tuberías. ... 194

Figura 130. Selección de equipo, grúas cubierta de mayor e intermedia capacidad. ... 194

Figura 131. Selección de equipo, grúa de menor capacidad. ... 194

Figura 132. Vista en planta helicoptero de salvamento HELIMER. ... 195

Figura 133. Representación esquemática del helipuerto. ... 196

Figura 134. Movimientos de la plataforma debido a perturbaciones [35]. ... 200

Figura 135. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), avance. ... 203

Figura 136. Respuesta de la plataforma en tormenta, avance. ... 204

Figura 137. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), deriva. ... 205

Figura 138. Respuesta de la plataforma en tormenta, deriva. ... 205

Figura 139. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), arfada. ... 206

Figura 140. Respuesta de la plataforma en tormenta, arfada. ... 207

Figura 141. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), balance. ... 208

Figura 142. Respuesta de la plataforma en tormenta, balance. ... 208

Figura 143. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), cabeceo. ... 209

Figura 144. Respuesta de la plataforma en tormenta, cabeceo. ... 210

Figura 145. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), guiñada. ... 211

Figura 146. Respuesta de la plataforma en tormenta, guiñada. ... 211

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Lista de tablas

Tabla 1. Resumen de los distintos tipos de estructuras offshore con sus funciones y

configuración. ... 29

Tabla 2. Funciones existentes de estructuras offshore flotantes [1]. ... 35

Tabla 3. Servicios requeridos por las estructuras offshore según su función [13]. ... 36

Tabla 4. Distribución típica de pesos en una plataforma semi-sumergible de perforación [15] (Capítulo 3.3 tabla 3.2). ... 50

Tabla 5. Distinción de pesos I. ... 51

Tabla 6. Distinción de pesos II. ... 53

Tabla 7. Resultados regresiones longitud de la cubierta, base de datos. ... 56

Tabla 8. Resultados regresiones manga de la cubierta, base de datos. ... 58

Tabla 9. Lista de equipos principales fijos a la plataforma. ... 62

Tabla 10. Lista de equipos pertenecientes a las cargas variables. ... 63

Tabla 11. Lista de líquidos y consumibles en la plataforma objetivo... 63

Tabla 12. Resultados válidos simulación de dimensiones... 75

Tabla 13. Dimensiones y características de la plataforma seleccionada. ... 78

Tabla 14. Lista de necesidades de almacenamiento de consumibles, líquidos y agua de lastre.82 Tabla 15. Lista de tanques definidos. ... 83

Tabla 16. Resultados estabilidad inicial obtenidos en hoja de cálculo, plena carga. ... 86

Tabla 17. Resultados estabilidad inicial o “Equilibrium” obtenidos en Maxsurf, plana carga. ... 88

Tabla 18. Cálculo de áreas bajo las curvas de momento adrizante y escorante, plena carga. ... 91

Tabla 19. Resultados estabilidad inicial obtenidos en hoja de cálculo, operación. ... 92

Tabla 20. Resultados estabilidad inicial o “Equilibrium” obtenidos en Maxsurf, operación. ... 93

Tabla 21. Cálculo de áreas bajo las curvas de momento adrizante y escorante, operación. .... 95

Tabla 22. Resultados estabilidad inicial obtenidos en una hoja de cálculo, lastre. ... 96

Tabla 23. Resultados estabilidad inicial o “Equilibrium” obtenidos en Maxsurf, lastre. ... 97

Tabla 24. Cálculo de áreas bajo las curvas de momento adrizante y escorante, lastre... 99

Tabla 25. Resultados estabilidad inicial obtenidos en una hoja de cálculo, transición. ... 100

Tabla 26. Resultados estabilidad inicial o “Equilibrium” obtenidos en Maxsurf, transición. ... 101

Tabla 27. Cálculo de áreas bajo las curvas de momento adrizante y escorante, transición. .... 104

Tabla 28. Estabilidad Inicial en situación de operación en avería, hoja de cálculo. ... 108

Tabla 29. Resultados situación de equilibrio para condición de operación en averías, Maxsurf. ... 109

Tabla 30. Valores máximos y mínimos de fuerzas cortantes y momentos flectores en las distintas situaciones de carga. ... 118

Tabla 31. Aceleraciones en la plataforma, obtenidas según [25]. ... 122

Tabla 32. Factores de carga parcial aplicados en las distintas combinaciones de carga [22]. .. 125

Tabla 33. Espesores de plancha y tipo de refuerzo seleccionados por zona de la cuaderna maestra. ... 129

Tabla 34. Módulo requerido a flexión frente módulo de la cuaderna maestra, comparación. ... 130

Tabla 35 . Peso (Kg) y momento estático (Kg*m) con respecto a la línea base (z=0) de los componentes estructurales adicionales. ... 132

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Página 13 Tabla 36. Peso (Kg) y momento estático (Kg*m) con respecto a la línea base (z=0), por zonas

longitudinales y global de la plataforma. ... 133

Tabla 37. Radios de giro en condición de operación. ... 134

Tabla 38. Resultados estabilidad inicial, operación (tras cálculo estructural). ... 135

Tabla 39. Características iniciales de las líneas de fondeo. ... 149

Tabla 40. Características líneas catenarias tras aplicar fuerzas ambientales. ... 150

Tabla 41. Características de las líneas catenarias seleccionadas. ... 150

Tabla 42. Momentos de primer y segundo orden obtenidos en las simulaciones. ... 162

Tabla 43. Resultados dimensionamiento sistema de fondeo. ... 163

Tabla 44. Dimensiones caja de cadenas ... 169

Tabla 45. Características técnicas helicóptero HELIMER. ... 195

Tabla 46. Lista de equipos seleccionados en la plataforma. ... 198

Tabla 47. Resultados estabilidad inicial, operación (tras selección de equipos). ... 199

Tabla 48. Resultados movimiento en avance. ... 204

Tabla 49. Resultados movimiento en deriva. ... 206

Tabla 50. Resultados movimiento arfada... 207

Tabla 51. Resultados movimiento balance. ... 209

Tabla 52. Resultados movimiento cabeceo... 210

Tabla 53. Resultados movimiento guiñada. ... 212

Tabla 54. Resultados estudio dinámico de la plataforma en situación de tormenta. ... 212

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Introducción

El Trabajo Final de Máster consiste en la definición preliminar de una plataforma offshore, de forma más concreta una plataforma semi-sumergible. La plataforma estará destinada a la extracción de petróleo y gas, con una carga variable entre 2000 Y 8000 toneladas, emplazada en el Mar del Norte a gran profundidad. La estructura carecerá de medios propios de propulsión. La estructura será clasificada por Det Norske Veritas, DNV-GL.

Los objetivos del presente trabajo, consiste en el desarrollo de un proyecto preliminar completo de una plataforma semi-sumergible para aguas profundas, de más de 500 metros. Para ello, el diseño será dividido en distintas áreas de conocimiento las cuales irán organizadas los siguientes capítulos.

- Estado del arte. En este capítulo se realizará un estudio del estado actual del mercado de explotación petrolífera en los océanos. Además se definen y describen los distintos tipos de plataformas utilizadas para este fin, situando a la plataforma objetivo uno de ellos.

- Requisitos y servicios. En este capítulo serán definidos los distintos requisitos que deben cumplir las plataformas dedicadas a la extracción de petróleo en los océanos, identificando aquellos que debe cumplir la plataforma objetivo. Además, serán definidos los distintos sistemas con los que la plataforma objetivo deberá contar, con el fin cumplir con los requisitos que han sido especificados.

- Dimensionamiento. En este capítulo se realizará una primera estimación de las dimensiones de la plataforma objetivo. Para ello, primero serán estimadas las dimensiones de la cubierta principal, de acuerdo con otras plataformas existentes en el mercado. En segundo lugar, serán estimados las dimensiones de las columnas y los pontones, realizando un programa de optimización, en función de la altura metacéntrica y peso estructural de cada una de las combinaciones posibles.

- Estabilidad y compartimentado. En este capítulo se lleva a cabo un estudio de la estabilidad de la plataforma. Para ello se definen cuatro condiciones distintas en las que se prevé que la plataforma esté sometida durante su vida operativa, y se verifica que cumple con los requisitos de estabilidad. Además, se analiza la estabilidad de la plataforma en condición de avería, para lo que se definen una serie de compartimentos estancos.

- Diseño estructural. En este capítulo se desarrolla el análisis estructural de la plataforma. En primer lugar, se realiza un estudio de la resistencia longitudinal, del que se determina un valor del módulo mínimo de la cuaderna maestra. A continuación, se realiza el escatillonado de la cuaderna maestra para finalmente comprobar que este cumple con el requisito de módulo mínimo. Finalmente, se lleva a cabo una estimación del peso estructural.

- Diseño del sistema de posicionamiento. En este capítulo se lleva a cabo la selección de sistema de fondeo que debe llevar la plataforma con el fin de asegurar que permanece en su ubicación a pesar de las fuerzas ambientales. Para ello, se utiliza el método quasi-estático descrito en la normativa.

- Equipos y servicios. En este capítulo se describen y seleccionan los distintos equipos que irán alojados en la plataforma con el fin de que esta pueda cumplir con sus funciones. Una vez seleccionados los equipos, y definidos el resto de los pesos, se comprueba de nuevo la estabilidad de la plataforma.

- Estudio dinámico. En este capítulo se lleva a cabo un análisis dinámico de la plataforma. Este análisis proporcionará información sobre el comportamiento de la plataforma frente a condiciones de mar severas en cada uno de sus grados de libertad de movimiento.

Para el desarrollo del proyecto se seguirá la metodología clásica del diseño naval, esto es, será cíclico e iterativo, aumentado en cada fase del proceso de iteración la definición de los distintos aspectos.

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Capítulo 1. Estado del arte

En primer lugar, se debe definirlo que se entiende por una estructura oceánica u offshore. Una estructura oceánica es aquella a la que no se puede tener acceso fijado desde tierra y puede ser requerida de mantenerse en posición en diferentes condiciones meteorológicas. Las estructuras offshore pueden encontrarse fijas al lecho marino o puede ser flotante. Las plataformas de tipo flotante pueden ser fondeadas al lecho marino mediante un sistema de fondeo, posicionadas dinámicamente mediante un sistema de propulsores o permitidas en su movimiento libremente. La mayoría de las plataformas offshore están dedicadas a la exploración, producción, almacenamiento y transporte de hidrocarburos procedentes del interior del lecho marino [1].

A lo largo de la segunda mitad del pasado siglo, y de una forma acelerada, la industria offshore de petróleo y gas se ha establecido de una manera firme como un agente líder dentro del sector de explotación mineral marina. Durante estos años, la localización de actividades de extracción de minerales se ha visto cambiada constantemente. En los primeros años de actividad offshore, esta tuvo lugar en el Golfo de Maracaibo, Venezuela, en el Golfo de Arabia y en la zona sur del Mar Caspio. Sin embargo, los primeros avances de mayor importancia tuvieron lugar en el Golfo de México, estimulados por el gobierno de los Estados Unidos de entre los años 1959 a 1951. Las actividades llevadas a cabo el Golfo de México fueron rápidamente seguidas por el interés en la zona sur del Mar de Norte, donde la producción comenzó en 1967 [2].

Desde el comienzo de la industria con un dominio de la actividad en las zonas del Golfo de México y Europea, esta se ha extendido hasta convertirse en una industria globalizada. Desde mediados de la década de los noventa, la industria ha empleado de forma generalizada más de 300 plataformas para desarrollar labores de exploración y explotación de recursos minerales marinos en lechos oceánicos de todo el mundo. A pesar de que la mayoría de ellos estuvieran concentrados en la zona estadounidense del Golfo de México y del Mar del Norte, casi la mitad de ellas estaban emplazadas en distintos lugares como el Medio Oriente, África, América Latina, y la región Asiática del Pacífico. Todo ello hace que la contribución de la industria offshore satisfaga más de un tercio de las necesidades de petróleo globales, así como casi un cuarto de las necesidades de gas. Además, estas proporciones se irán incrementando en favor de la industria offshore, conforme continúen las labores de exploración de pozos petrolíferos [3].

En la siguiente figura puede observarse de una forma esquematizada, la distribución de la industria offshore a nivel global.

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Figura 1. Distribución global de las actividades offshore [3].

Por otro lado, además de los cambios geográficos experimentados en la industria, es necesario entender que los avances tecnológicos en estos años han hecho posible el hallazgo y explotación de pozos petrolíferos en aguas cada vez más profundas.

A pesar de que la industria offshore comenzara en aguas de pocas profundidades, debido principalmente a motivos económicos, a lo largo de la historia de la industria, una agente crucial ha sido la extensión de la actividad a aguas cada vez más profundas. Mientras que en los años 1960s las limitaciones en cuanto a profundidad de exploración y explotación estuvieran en torno a los 300 y 100 m respectivamente, para principios de los años 1990s los límites de exploración se situaban alrededor de los 2000 metros y de explotación alrededor de los 1000 metros [4]. Por todo ello, a finales de la década de los noventa estaba previsto que esta tendencia continuara hacia mayores profundidades. Los datos actuales nos confirman que dicha tendencia, efectivamente se ha seguido. Los avances tecnológicos han hecho posible que, si la profundidad media de explotación de recursos minerales marinos a mediados de 1990s fuese de unos 1000 metros, en 2008 esta profundidad se situase en los 2000 metros.

[5]. Actualmente, la plataforma que opera a mayor profundidad es la denominada “Perdido”, que se encuentra operando en el Golfo de México a una profundidad de 2450 metros [6].

Este aumento continuado en las profundidades de exploración y explotación de recursos minerales marinos a lo largo de los años ha llevado al desarrollo de una gran variedad de distintos tipos de plataformas y artefactos offshore, con fines cada vez más especializados. Por ello, será necesario establecer una clasificación y descripción de los distintos tipos de plataformas y artefactos.

Una estructura offshore puede ser definida de acuerdo con dos parámetros interdependientes, nombrando su función y configuración. Las reservas y características de los fluidos almacenados, profundidad de operación y condiciones medioambientales, son los principales factores que determinan los requerimientos funcionales de una estructura offshore. Ambos factores, función y configuración, deben ser estudiados por separado. De acuerdo con su función, existen los siguientes tipos de estructuras [1].

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Página 18 A continuación, se realiza una clasificación de los distintos artefactos oceánicos según la actividad en la industria del petróleo y gas [7].

• Investigación. Se trata de aquellas embarcaciones que realizan todas aquellas labores científicas para la localización de potenciales yacimientos de hidrocarburos.

• Perforación Fija. Plataformas construidas en hormigón, acero, o su combinación, directamente apoyadas en el fondo de aguas someras, para operaciones de perforación, diseñadas para largos tiempos de operación y con capacidad para podr usarse durante la fase de producción.

• Perforación Móvil. Unidades para perforación de pozos de petróleo en el fondo marino, con un flotador de tipología variable, que sirve y da soporte a una estructura de cubierta.

• Trabajos Subacuáticos. Con este término se incluyen todas aquellas actividades desarrolladas entre el lecho marino y la superficie, para el desarrollo de infraestructuras para la explotación de los recursos marinos. Así se incluyen entre otras la instalación de tuberías de transporte, exportación o producción, umbilicales sistemas de control de pozo, fundaciones para estructuras fijas, etc.

• Producción en aguas someras. Se trata de plataformas offshore que se instalan sobre una cubierta soportada por elementos anclados al lecho marino todos los equipos necesarios para la explotación de pozos en el lecho marino, su tratamiento previo a la exportación y su exportación a otros receptores a flote o en tierra. Integran además todos los equipos auxiliares de operación y habilitación del personal.

• Producción en aguas profundas. Se trata de plataformas offshore para la producción de pozos petrolíferos, que, por encontrarse a elevadas profundidades, se requiere de un flotador con una cubierta donde acomodar todos los equipos de producción.

• Intervención de pozo. Con esta denominación se conoce a todas las embarcaciones que realizan operaciones en los pozos offshore, durante o al final de su vida productiva, alterando el estado del pozo o su geometría, proveyendo diagnóstico del pozo o su producción.

• Workover. Se refiere a cualquier tipo de embarcación relacionada con la intervención de un pozo en producción.

De acuerdo con su configuración, existen los dos tipos principales de plataformas, aquellas que se encuentran soportadas por el lecho marino y aquellas que se encuentran flotando. Las estructuras soportadas por el lecho marino bien pueden ser “fijas” como la tipo jacket o estructuras con base de gravedad, o bien tipo estructuras estabilizadas tales como una torre guiada y la torre conforme asociada. Las estructuras flotantes son estabilizadas por naturaleza.

Pueden ser vistas como estructuras de “empuje neutro”, tal y como la tipo semi-sumergible, de forma de buque FPSOs y las mono columnas Spars, o tipo “empuje positivo” como las plataformas de tirantes tensionados [1].

De este modo, atendiendo a las combinaciones posibles de tipo de función junto con su configuración, es posible encontrar principalmente los siguientes tipos de estructuras offshore en el mercado.

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Página 19 Estructuras fijadas al lecho marino.

• Estructuras Jackets.

Las estructuras tipo Jacket, o en celosía, son todavía el tipo de estructura offshore más utilizado para la perforación y producción. Algunos tipos de estructuras contienen pilares engrandecidos, lo cual es muy conveniente para proporcionar un auto-empuje durante las operaciones de emplazamiento en el sitio. Las estructuras fijas tipo Jackect consisten en una serie de miembros tubulares interconectados entre sí en el espacio tridimensional. Estas estructuras normalmente cuentan con de cuatro a ocho pilares principales equi-espaciados para conseguir la estabilidad necesaria frente al vuelco debido a las olas. Los pilares principales, los cuales son tubulares, son normalmente transportados con las Jackects y llevados a través de los pilares de las Jackects hasta el interior del lecho marino. El término Jacket surgió del concepto de proporcionar un cercado a los conductores desde el pozo. Estas plataformas generalmente soportan una superestructura, teniendo esta dos o tres cubiertas con el equipo necesario para la perforación y producción. Este tipo de plataformas se han visto limitadas normalmente a profundidades de entre 150-180 metros en ambientes severos como los del Mar del Norte. En ambientes menos hostiles como los del Golfo de México, media docena de este tipo de plataformas ha sido instalada a profundidades mayores. En el año 1998 la plataforma “Bullwinkle” de unas 49375 toneladas de peso fue instalada a unos 412 metros de profundidad [1].

Figura 2. Plataforma tipo Jacket [1].

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• Estructuras con base de gravedad.

Las estructuras offshore que se encuentran situadas sobre el lecho marino y mantenidas en posición debido a su propio peso se denominan estructuras con base de gravedad. De este modo, este tipo de estructuras no requieren de ayuda adicional de pilares o anclas. Estas estructuras son muy convenientes para la producción y almacenamiento de petróleo. Estas son construidas en zonas cercanas a la costa o protegidas de la intemperie del océano, como por ejemplo, los fiordos. Una vez construidas, se sitúan en posición vertical totalmente emergidas y son transportadas a su lugar de destino, donde se lastran para ser hundidas. En ocasiones es posible el transporte de la superestructura con la estructura. Debido a la naturaleza de estas plataformas, son susceptibles de barrer sus cimientos y hundirse.

Una de las estructuras de mayor tamaño de este tipo fue situada en 1984 en el pozo UK Maureen y operada por la compañía Philips Petroleum. Esta terminó su utilidad después de 20 años en operación y fue entonces removida. Debido a que estas estructuras requieren de grandes volúmenes y desplazamientos, el cemento es el material normalmente utilizado en este tipo de estructuras. En 1975, la primera estructura de cemento de aguas profundas, llamada “Condeep B”, fue fabricada en el fiordo de Stavanger, Noruega y situada en el pozo de Beryl [1].

Figura 3. Plataforma tipo base de gravedad [7].

• Plataformas auto-elevables. Jack Ups.

Las estructuras tipo auto-elevables o Jack-up tienen normalmente una configuración de tres piernas o pilares principales, sobre los que está situada una cubierta. Las piernas están compuestas por miembros tubulares. Las cubiertas suelen ser flotantes. Estas plataformas están diseñadas para realizar la operación de perforación durante la exploración, por ello, están diseñadas para poder ser transportadas de un sitio a otro. Estas estructuras poseen torres que están además soportadas por su propia flotación de su casco. Se denominan Jack- Ups, debido a que una vez situadas en el lugar de perforación, las piernas se sitúan sobre el fondo oceánico, y la cubierta se sube entonces por encima del nivel de flotación. Estas plataformas se comportan como una plataforma fija durante las operaciones de perforación.

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Página 21 Dos plataformas de este tipo fueron instaladas en el Mar del Norte: Elf Elgin Franklin y BP Harding. Estas plataformas están situadas a profundidades de 93 y 110 metros respectivamente [1].

Figura 4. Plataforma Auto elevable [7].

• Estructuras subacuáticas.

La tecnología subacuática cubre un amplio rango de actividades offshore. Ejemplos de estos equipos subacuáticos son” Xmas trees”, colectores, plantillas, líneas de flujo y “risers”( tubos en sentido vertical desde el lecho oceánico hasta la plataforma), bombeadores de fluidos del pozo, equipos multifásicos de bombeo, separadores de agua, inyección de agua, conectores remotos, sistemas de distribución eléctrica situados en el fondo marino, interventores, etc.

Los sistemas de producción subacuática son normalmente una opción económica de explotación de pozos a grandes profundidades cuando existe la posibilidad de ligar estos pozos con una estructura existente. Los sistemas subacuáticos consisten en un conjunto de componentes mecánicos, hidráulicos, eléctricos y estructurales, vendidos en conjunto por el proveedor. El coste de estos sistemas se debe principalmente al alto coste de sus complejos equipos, pero en ocasiones cuando la profundidad del lecho marino es muy grande, los costes de instalación pueden ser incluso mayores. Los grandes equipos subacuáticos pueden llegar a pesar cientos de toneladas, y deben de ser instalados mediante buques con una torre y posicionamiento dinámico. Sólo existen algunos buques de este tipo en el mundo, por lo que pueden llegar a costar miles de dólares por día. En varios pozos situados a grandes profundidades en Brasil, se han instalado con éxito este tipo de sistemas. También, en el pozo Njord situado en aguas noruegas, fue instalado este sistema a una profundidad de 330 metros.

[1].

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Figura 5. Equipos de producción subacuáticos [8].

• Tuberías subacuáticas.

Las tuberías subacuáticas son utilizadas para transferir el petróleo desde la plataforma de producción hasta las instalaciones de almacenamiento o hasta la costa. La instalación de estas tuberías suele tener lugar a profundidades intermedias hasta varios centenares de metros.

Como ejemplo, en 1998 había 26.600 millas de tuberías situadas en el Golfo de México. De éstas, más de la mitad estaban situadas en aguas profundas (más de 300 metros) y entre unas 300 y 500 millas de tuberías están siendo instaladas anualmente en aguas profundas.

En el pasado, varios han sido los métodos utilizados para la instalación de tuberías.

- J-lay con torre inclinada.

- J-lay con torre vertical.

- S-lay-

- Método Reel.

- Etc.

La selección del método de instalación más conveniente depende de varios factores como la velocidad de tendido, las fases de inicio y fin, la necesidad de instalación de equipos secundarios como ánodos, estructuras en línea o risers. Las variables esenciales que considerar son las características geométricas de la tubería de acero a instalar, tales como diámetro y espesor, propiedades químicas y mecánicas, aislamiento térmico y necesidades internas y externas de revestimiento [1].

Estructuras estabilizadas.

Esta clasificación comprende a todas aquellas estructuras que se extienden en el fondo oceánico y están directamente ancladas al lecho oceánico mediante un sistema de cadenas o en torre.

• Estructura de tipo torre articulada.

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Página 23 Una estructura de tipo torre articulada, es una torre levantada verticalmente y conectada al fondo oceánico mediante una unión tipo cardán, siendo libre de oscilar alrededor de esta unión debido a los factores ambientales. La base por debajo de la unión universal puede ser de gravedad o por pilares. La torre se encuentra lastrada cerca del punto de unión, así como cerca de la superficie libre, con el fin de proporcionar suficiente momento adrizante. La torre se extiende por encima de nivel de flotación del agua donde se acomoda una cubierta.

Una torre articulada es utilizada como un sistema de punto único de fondeo (SPM Single Point Mooring) para el fondeo permanente de tanques de almacenado y producción o como fondeo y medio de descarga de un tanque lanzadera. La fatiga es un criterio importante en este tipo de estructuras. En aguas de profundidad intermedia, la estructura puede necesitar ser considerada como una estructura flexible debido al efecto de la fatiga [1].

Figura 6 Torre articulada [7].

• Estructuras de tipo torre arriostrada. Guyed tower.

Una torre arriostrada es una estructura esbelta compuesta por miembros entramados, que descansa en el fondo marino y es mantenida en posición mediante un sistema simétrico de líneas catenarias. Una torre arriostrada puede ser de aplicación en aguas profundas con ambientes hostiles o severos, donde las fuerzas ambientales resultan excesivas para otro tipo de estructuras como de basa de gravedad o tipo Jacket. Las catenarias de fondeo normalmente están compuestas por varios segmentos. La parte superior es el cable guía, que actúa como un muelle rígido y modera las aguas. La parte inferior es una cadena pesada con un grupo de pesos añadidos, los cuales son levantados del fondo durante la acción de mares severos y se comporta como un muelle flexible aumentando la estabilidad de la torre.

La compañía Exxon instaló en 1983 una estructura de torre arriostrada en el golfo de México a unos 300 metros de profundidad [1] .

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Figura 7. Estructura de tipo torre arriostrada [7].

Estructuras flotantes.

Las estructuras offshore de tipo flotante pueden distinguirse entre aquellas con flotabilidad neutra y aquella con flotabilidad positiva.

• Unidades de producción con forma de buque. (FPSO y FPS).

Este tipo de estructuras son de flotabilidad neutra, lo que permite el movimiento en seis grados de libertad, y tienen como objetivo la producción y exportación de petróleo y gas de una manera rentable. Debido a que estas estructuras experimentan movimientos considerables, los pozos de los que producen han sido previamente perforados y completado el equipo subacuático, de modo que se conectan a estas mediante risers flexibles fabricados con materiales compuestos o materiales rígidos de acero con una configuración flexible.

El concepto FPSO (Floating Production Storage and Offloading) está referido generalmente a estructuras con forma de buque con diversos sistemas de fondeo. Las primeras estructuras FPSO situadas en ambientes livianos tenían sistemas de fondeo repartido. Conforme más estructuras de este tipo eran construidas o reconvertidas (desde buques tipo tanque) para aguas más profundas y ambientes más severos, nuevos sistemas de fondeo más efectivos fueron desarrollados incluyendo torres, tanto internas como externas. Además, algunas torres fueron diseñadas con la posibilidad de ser desconectada de la estructura de modo que esta pudiera desplazarse a un ambiente más protegido en el evento de un huracán o tifón.

El desarrollo de las estructuras tipo FPS, (Floating Production System) está proliferando alrededor del mundo. La tecnología FPS ha sido comercialmente utilizada desde comienzos de los años 1970s cuando la compañía Halminton Bros utilizó un MODU convertido para la producción en el pozo de Argyll en el sector del Reino Unido del Mar del Norte. Estas estructuras tienen las ventajas de versatilidad, movilidad y coste relativamente bajo.

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Figura 8. Estructura tipo FPSO [7].

• Plataforma Semi-sumergible.

Normalmente las estructuras flotantes de este tipo han sido diseñadas para llevar a cabo labores tanto de perforación como de producción minimizando la necesidad de cargas funcionales en cubierta y optimizando la relación tamaño/desplazamiento en general.

Las estructuras semi-sumergibles son estructuras flotantes con patas múltiples con una cubierta de gran longitud. Estas patas están conectadas entre sí en el fondo por elementos horizontales de flotabilidad, denominados pontones. Algunas de las primeras estructuras de este tipo tenían parecido a los buques con dos pontones gemelos teniendo una proa y una popa. Este tipo de configuración se consideraba deseable para la relocalización de una unidad de perforación de un pozo a otro, bien mediante métodos propios de propulsión o bien mediante el remolcado de esta. Las primeras plataformas de este tipo también incluían importantes brazos diagonales cruzados con el fin de incrementar la resistencia estructural frente a las fuerzas inducidas por las olas.

La introducción de buques pesados de transporte, la necesidad de unidades mucho mayores que operasen en aguas más profundas junto con la necesidad de unidades que estuviesen permanentemente estacionadas para la producción de petróleo y gas en un pozo petrolífero, hizo que el concepto de plataforma semi-sumergible se desarrollase. La siguiente generación de plataformas semi-sumergibles apareció con una configuración típica de cuatro columnas en forma rectangular con pontones en forma de paralelepipédicos o cilíndricas conectados a las columnas. Los pontones en forma de paralelepipédicos rectos fueron desapareciendo debido a que los extremos en forma aguda resultaban en peores propiedades hidrodinámicas. Los brazos cruzados diagonales también fueron desapareciendo debido a las dificultades que suponen en fabricación [1].

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Figura 9. Plataforma de tipo semisumergible [9].

• Plataforma Spar.

El concepto de Spar es el de una estructura offshore con un gran calado, de forma cilíndrica y flotante, diseñada para llevar a cabo labores de perforación y producción. Su flotabilidad es utilizada para sostener instalaciones por encima de la línea de flotación. Normalmente se encuentra fondeada al lecho marino mediante múltiples sistemas de catenarias.

A mediados de los años 1970s, la compañía Shell instaló una plataforma de este tipo dedica al almacenamiento y descarga de petróleo en el pozo Brent, en el Mar del Norte. El caso de la estructura era de unos 29 metros de diámetro, una altura de 17 metros hasta la línea de flotación y unos 109 metros de calado operacional. Esta misma compañía, instaló otra plataforma de este tipo en 1993 en Draugen. El caso tenía las dimensiones de 8.5 metros de diámetro y 76 metros de calado operacional.

La primera plataforma en el mundo de este tipo dedicada a labores de producción fue la llamada “Neptune Spar” instalada en 1996 por la compañía Oryx Energy con un casco de 215 metros de longitud y un diámetro de 22 metros. A partir de entonces se inició una progresión en el diseño y construcción de las estructuras de este tipo. Las tres siguientes plataformas producidas de este tipo consisten en un cuerpo largo cilíndrico con un casco exterior con unos

“tanques duros” cerca de la parte superior que proporcionan empuje. La sección media estaba hueca y la zona inferior de la estructura estaba compuesta por “tanques blandos” los cuales únicamente eran utilizados para permitir la flotación horizontal mientras la estructura era instalada, o para alojar tanques de lastre permanentes, si fuese necesario. En las siguientes tres plataformas la sección media fue sustituida por una estructura de emparrillado con el fin de reducir el peso estructural, coste y la fuerza de arrastre debida a las corrientes. Además, fueron incluidos platos horizontales entre los miembros del emparrillado con el fin de disminuir el centro de gravedad en sentido vertical y disminuir así el movimiento de la estructura en sentido vertical o movimiento de arfada.

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Página 27 Una tercera generación de estructuras Spar fue introducida en el año 2004. Tienen un comportamiento similar a las estructuras anteriores, pero están construidas de un modo distinto. El casco consiste en múltiples tubos de anillos reforzados o “celdas”, las cuales están conectadas por planchas verticales y horizontales. Este método de construcción reduce los costes con respecto a las estructuras anteriores.

Debido a la gran longitud de las plataformas Spar, estas no pueden ser levantadas verticalmente. Por ello, son transportadas sobre uno de sus costados hasta la zona donde deben ser situadas, lastrando entonces sus tanques hasta que la plataforma adhiere un sentido vertical y son entonces fondeadas en el sitio [1].

Figura 10. Progreso de las plataformas tipo Spar [1].

• Plataforma de tirantes tensionados (TLP).

Una plataforma de tirantes tensionados (TLP), es una plataforma flotante fondeada verticalmente. La plataforma en flotación con su exceso de flotabilidad se encuentra verticalmente fondeada mediante líneas de fondeo tensadas denominadas tensores. El movimiento en sentido vertical o de arfada se encuentra pues restringido, así como los movimientos de rotación en el plano vertical, es decir, movimientos de cabeceo y balance. Sin embargo, la plataforma es libre de desplazarse en sentido horizontal en movimientos de avance longitudinal y deriva.

Distintas plataformas de este tipo han sido instaladas alrededor del mundo. La primera plataforma TLP instalada fue en el pozo Hutton a una profundidad de 148 metros en el sector del Reino Unido del Mar del Norte, en 1984. En el sector Noruego del Mar del Norte han sido instaladas dos plataformas de este tipo: Snorre en1992 a una profundidad de 310 metros y Heidrum TLP a una profundidad de 350 metros. Heidrum TLP fue la primera plataforma de este tipo en tener un casco de cemento.

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Página 28 Un reto para los diseñadores de plataformas TLP es evitar que los periodos naturales en arfada y cabeceo de la plataforma coincidan con el rango de energía significante de ola. El periodo en arfada puede ser controlado mediante el incremento de espesores en los tensores. El período natural en cabeceo puede ser reducido instalando los tensores en un amplio rango de espacio para así incrementar la rigidez. Sin embargo, esto incrementa el coste de la estructura.

La estructura de tirantes tensionados preserva muchas de las ventajas operacionales fijas mientras reduce los costes de producción y aumenta la posibilidad de operación en aguas profundas de hasta 1500 metros. Sus operaciones de producción y mantenimiento son similares a los de una plataforma fija. Sin embargo, las plataformas TLPs son muy sensibles a variaciones de peso y tienen muchas limitaciones de almacenamiento de cargas funcionales.

[1].

Figura 11. Estructura tipo tirantes tensionados (TLP).

Seguidamente puede apreciarse una tabla con un resumen de las estructuras offshore descritas, junto con sus funciones más características y su configuración.

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Página 29 Tipo de estructura Offshore Función Configuración

Estructuras Jackets

- Perforación fija.

- Producción en aguas someras.

- Soportada por el lecho marino.

Fija

Estructuras con base de gravedad

- Perforación fija.

- Producción en aguas someras.

- Producción en aguas profundas.

-Soportada por el lecho marino.

Fija

Plataformas Auto-elavables.

Jack-Ups.

- Exploración.

- Perforación móvil.

-Producción en aguas someras.

-Soportada por el lecho marino.

Estabilizada

Estructuras subacuáticas

-Trabajos subacuáticos.

-Producción en aguas profundas.

-Trabajo de Workover.

Fija

Tuberías subacuáticas - Trabajos subacuáticos. - Soportada por el lecho marino.

Fija Estructura de tipo articulada -Trabajos subacuáticos

- Intervención de pozo.

Estabilizada

Estructura de tipo torre arriostrada.

-Perforación fija.

Estabilizada

FPSO y FPS

-¿Investigación?

- Intervención de pozo - Workover

-Estructura flotante. Flotabilidad neutra

Plataforma Semi-sumergible.

- Perforación Móvil.

.¿Intervención de pozo?.

-¿Workover?

- Estructura flotante. Flotabilidad neutra

Plataforma Spar

- Workover.

- Estructura flotante. Flotabilidad neutra.

Plataforma de tirantes tensionados

- Workover.

- Estructura flotante. Flotabilidad positiva.

Tabla 1. Resumen de los distintos tipos de estructuras offshore con sus funciones y configuración.

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Página 30 No debe olvidarse que, con el fin de que se realice el diseño y construcción de una estructura offshore dedicada a la extracción de petróleo, así como para cualquier otro producto, es necesario que dicho producto satisfaga una necesidad en el mercado, es decir, debe de existir un posible comprador que espere obtener cierto beneficio o cubrir ciertas necesidades con dicho producto. Particularmente, en el sector offshore, resulta evidente que la adquisición una estructura dedicada a la extracción de petróleo supondrá una inversión importante por parte de la empresa adquisidora, por lo que dicho gasto o inversión deberá estar justificado.

Por este motivo es necesario entender que la situación macroeconómica es un agente decisivo en la demanda de energía, y en consecuencia, en las actividades de exploración y explotación offshore de gas y petróleo, que son los principales mercados de buques y estructuras offshore.

En particular, el precio del petróleo es uno de los mayores factores motivadores en la demanda de buques y estructuras offshore debido a la relación entre el precio del petróleo, exploración, número de pozos viables y la necesidad de buques offshore.

Tanto en la pasada década como en la presente, el precio del barril de petróleo crudo ha experimentado notables cambios. El precio del barril de Brent, utilizado comúnmente como un indicador del precio global del petróleo crudo, incrementó notablemente desde USD 23 por barril en enero 2003 hasta USD 143 por barril en Julio 2008. Como consecuencia de la crisis financiera en 2008, el precio del barril de petróleo cayó abruptamente hasta los USD 40, pero experimentó una notable recuperación justo después de la gran recesión, manteniéndose estable en una franja entre los USD 100-120 por barril desde principios de 2011 hasta mediados de 2014. Debido al incremento de la oferta y escasa demanda en los mercados de petróleo, el precio de barril de Brent cayó entonces notablemente desde los USD 115 en junio 2014 hasta los USD 46 por barril en enero 2015. Poco después, el precio se recuperó parcialmente hasta los USD 66 en mayo de 2015. La evolución del precio del barril de Brent descrita puede observarse en la siguiente figura.

Figura 12. Evolución del precio del barril de Brent en USD [10].

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Datos más actuales nos enseñan que a principios del año 2015, el precio del barril de Brent estaría lejos de recuperarse por completo. En lugar de ello, el precio de este alcanzaría su mínimo desde la entrada en el nuevo milenio en el año 2016, con un valor de USD 26.5. Sin embargo, tal precio del barril de Brent no duraría en el tiempo, experimentando este una notable subida en el año 2017, recuperando un valor similar al del año 2015, continuando este aumento de precio hasta su valor actual de USD 69.42 por barril, en octubre de 2018.

Figura 13. Precio del barril de Brent desde 1960 hasta la actualidad [11].

Teniendo en cuenta el aumento del precio del barril de Brent en los últimos años, sumando a la todavía dependencia en los recursos minerales fósiles para cubrir las necesidades energéticas, hacen prever que la construcción de una estructura offshore dedicada a la extracción y producción de recursos minerales marinos es, y continuará siendo en el futuro, un negocio rentable.

Por otro lado, resulta interesante un análisis de la situación de mercado de la construcción naval en Noruega, ya que este sería el lugar más conveniente para la construcción de la plataforma tras su diseño.

Desde una perspectiva global, Noruega cuenta con una economía abierta cuyas exportaciones suponen un quinto de su producto interior bruto (GDP). Su economía es además muy dependiente del mercado de petróleo y gas, suponiendo el valor añadido de este sector el 22%

del GDP del país en el año 2014. El sector de la construcción naval en Noruega forma parte de un conjunto de socios dedicados al sector marítimo incluyendo compañías navieras internacionales, fabricadores de equipos, sociedades de clasificación, diseñadores navales, agencias de seguros y servicios financieros entre otros. En el año 2015, Noruega fue el 19^thpaís más importante en el sector de la construcción naval en términos de terminación de buques

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Página 32 en cgt suponiendo el 0.25% del total de la producción mundial. En relación con otros países europeos, Noruega se ha desenvuelto bien, incrementando su participación en el total de buques completados en Europa del 0.7 % en 2005 al 5.4 % en 2015, obteniendo la octava posición en este año.

Figura 14. Buques completados por región, 1980-2015 [12].

Los astilleros noruegos han producido una gran variedad de buques y artefactos oceánicos durante los últimos diez años incluyendo barcos pesqueros, buques de transporte de pescado, buques de servicio para la industria del petróleo y gas, buques de exploración, buques de investigación y perforación del fondo marino y buques de pasajeros (especialmente yates y ferries).

La mayor parte de los astilleros noruegos están dedicados a la construcción naval para la industria del petróleo y gas marinos. Estos astilleros, normalmente de grandes dimensiones, no se centran en actividades de reparación, si no que durante los últimos 10 o 15 años se han centrado en la construcción de buques y artefactos cada vez más especializados para esta industria, siendo la mayor parte de esta construcción destinada al mercado doméstico noruego. Desde los años 1970s la industria del petróleo y gas ha estimulado significativamente la economía noruega desarrollando un sustancial servicio de buques y artefactos oceánicos incluyendo algunos astilleros que producían los buques de apoyo oceánico (Offshore Supply Vessels) más sofisticados hasta el momento.

La industria marítima noruega depende fuertemente del mercado del petróleo para la producción y operación de buques oceánicos los cuales operan principalmente en zonas del Mar del Norte. Entre los años 2004 y 2014 los astilleros noruegos experimentaron un crecimiento de entorno al 200 por ciento debido al fuerte aumento del precio del petróleo durante estos años, exceptuando los años 2008 y 2009. La gran crisis financiera que tuvo lugar en los años 2007/2008 que fue seguida por una importante bajada en el precio del petróleo en la segunda mitad del año 2008, hizo que los pedidos en la industria oceánica cayeran. Sin