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ÍNDICE PROLOGO..................................................................................13 INTRODUCCIÓN........................................................................17 CAPÍTULO I. GENERALIDADES ................................................. 29 Cómo comenzó todo ................................................................. 31 El cómo y dónde del petróleo .................................................... 51 Operaciones petroleras Costa Afuera ...................................... 85 Historia de las primeras plataformas ......................................... 89 Plataformas, pasillos y helipuertos .......................................... 104 Una apreciación global de los procedimientos ingenieriles ..... 128 Perforación Costa Afuera ........................................................ 132 La Sonda de Campeche .......................................................... 137 CAPÍTULO II. PREVISIÓN Y DESARROLLO DE PLATAFORMAS DE ACERO PARA APOYAR LA EXPLOTACIÓN PETROLERA EN AGUAS HASTA 200 M ....................................................... 145 Introducción .............................................................................. 147 Antecedentes ............................................................................ 148 Solución estructural para aguas profundas .............................. 149 Aplicación para el diseño de una plataforma de perforación en la localización ZAZIL-HA ..................................................... 154 Conclusiones............................................................................. 163

CAPÍTULO III. POSICIONAMIENTO GEOGRÁFICO DE PLATAFORMAS ....................................................................................... Introducción ................................................................................................... Técnicas de campo ...................................................................................... Equipo utilizado ........................................................................................... Notas generales sobre la zona de plataformas .................................. Ejemplos ........................................................................................................... CAPÍTULO IV. PROCESOS METAOCEÁNICOS ................................................. Procesos metaoceánicos ............................................................................ Procesos de difusión y mezclado ............................................................ Criterio sísmico transitorio para la evaluación de plataformas marinas .............................................................................. Parámetros oceanográficos y meteorológicos ................................. CAPÍTULO V. EXPLORACIÓN Y RESERVAS ............................................ Exploración y reservas ................................................................................ Exploración y reservas de hidrocarburos ............................................ Planeación y programación de actividades de exploración ......... CAPÍTULO VI. ANÁLISIS DE RIESGO Y CONFIABILIDAD ........................... Introducción .................................................................................................. Análisis de riesgo .......................................................................................... Confiabilidad estructural ........................................................................... CAPÍTULO VII. NORMATIVIDAD........................................................................ Normatividad ................................................................................................ Cargas nominales.......................................................................................... Comentario adicional ................................................................................. Platform performance during hurricane Roxanne .......................... CAPÍTULO VIII. SOLDADURA Y METALURGIA ............................................. Introducción .................................................................................................. Conceptos y definiciones.......................................................................... Estructura de las soldaduras ..................................................................

181 183 184 200 205 207 213 215 254 269 286 319 321 343 403 409 411 412 419 439 441 465 468 470 493 495 495 495

Electrodos para soldadura de arco ................................................ 498 Variables para soldadura de arco ................................................... 504 Procesos de soldadura ....................................................................... 508 Absorción de gases por las soldaduras ......................................... 513 Agrietamiento de las soldaduras .................................................... 515 Precalentamiento de la soldadura.................................................. 519 Simbología de la soldadura . ........................................................... 522 Defectos de las soldaduras .. .......................................................... 524 CAPÍTULO IX. SOLICITACIONES ESTRUCTURALES ................................539 Definición de los parámetros de diseño obtenidos del criterio transitorio para la evaluación y diseño de plataformas marinas en la Sonda de Campeche ................... 541 Recomendaciones adicionales para diseño del API-RP-2A ..... 549 Análisis de cargas ............................................................................ ......552 Condiciones de diseño estructural ................................................. 567 Análisis por esfuerzos generados durante la construcción .. .584 Análisis de carga a la barcaza........................................................ ....584 Análisis dinámico a la transportación ............................................ 585 Análisis de izaje ...................................................................................... 593 Análisis de lanzamientos y flotación .............................................. 593 Análisis de posicionamiento vertical ............................................. 594 Análisis de estabilidad durante el hincado .................................. 594 Análisis sísmico de resistencia .......................................................... 605 CAPÍTULO X. DISEÑO ESTRUCTURAL DE PLATAFORMAS MARINAS FIJAS................................................... 615 Generalidades .......................................................................................... 617 Predimensionamiento de plataformas marinas .......................... 673

Conceptos Básicos de Ingeniería Civil Costa Afuera

TOMO I Profesor Víctor M. Valdés

Conceptos Básicos de Ingeniería Civil Costa Afuera . TOMO 1

COORDINACIÓN TÉCNICA Juana María Guzmán CORRECCIÓN DE ESTILO Mónica Arrona DISEÑO PORTADA Sinuhé Fernández Gómez DISEÑO DE INTERIORES Iván Vázquez Maqueda Gabriel Calzada Ruiz Agustin Chavez Ramirez Conseptos basicos de Ingeniería Civil Costa Afuera. Segunda Edición 2005 © Víctor M. Valdés ISBN 968-7479-23-X Impreso en México/Printed in Mexico SEP-INDAUTOR Registro publico :03-2004-090210183900-01

A Martha Elena e Ileana

INTRODUCCIÓN

Introducción “INGENIERÍA CIVIL COSTA AFUERA” DEFINICIÓN La Ingeniería Civil Costa Afuera es la rama de la ingeniería civil que aplica las técnicas de planeación, diseño, construcción, revisión y transporte a la creación de la infraestructura necesaria para aprovechar las riquezas y las bondades que nos ofrecen los océanos, mares, ríos, lagunas, etc. buscando maximizar su utilización en beneficio de la humanidad.

ASPECTOS GENERALES La ingeniería civil costa afuera esta presente en todas las actividades que se realizan para crear y desarrollar la infraestructura necesaria para lograr el aprovechamientos de los recursos hidráulicos, marítimos y fluviales, con que cuenta nuestro planeta; así, tenemos como ejemplo: construcción de puertos, tanto marítimos de altura y cabotaje como fluviales; la construcción de canales intercosteros; las obras de protección, tanto para los litorales como para los cauces de ríos; la instalación de difusores submarinos para el vertido de aguas negras tratadas; etc. Sin embargo, además de lo anterior, ésta disciplina se ha orientado en gran parte a desarrollar la infraestructura que se requiere para aprovechar la riqueza que en hidrocarburos se encuentra alojada en nuestros recursos marítimos y fluviales, principalmente en las áreas lacustres de los estados de Veracruz, Tabasco, Campeche y Chiapas, así como en el litoral del Golfo de México localizado frente a éstos estados (Tab. y Camp.), esta zona es conocida para fines de explotación de hidrocarburos como la Sonda de Campeche. Con la promulgación de la Constitución de 1917 el petróleo pasa a ser propiedad de la nación mexicana según lo menciona el articulo 27 constitucional, el cual dentro de sus principios establece que “corresponde a la Nación el dominio directo de toda mezcla natural de carburos de hidrogeno que se encuentre en sus yacimientos, y la Nación llevará a cabo la explotación de esos productos en los términos que señale la ley reglamentaria respectiva”. El 18 de marzo de 1938 el Presidente Lázaro Cárdenas decretó la Expropiación Petrolera causa de utilidad pública. El 7 de junio de 1938 el propio Presidente Lázaro Cárdenas promulgó el decreto que crea la institución denominada “Petróleos Mexicanos” que entre otros deberá encargarse de:

por

–Operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos 19

– Refinación – Almacenamiento – Destilación ZONAS QUE DIVIDEN AL PAIS PARA EFECTOS DE LA ACTIVIDAD DE EXPLORACION Y PRODUCCION REGION MARINA NORESTE

Historia. En el año de 1949 se desarrollaron los primeros trabajos exploratorios en la Plataforma Continental del Golfo de México, frente a la porción sur de los estados de Veracruz y Tabasco. De 1969 a 1970, se efectuó un levantamiento de información sísmica de reflexión en ésa área, que conjuntamente con los trabajos de magnetometría y gravimetría, sugirieron la existencia de una cuenca sedimentaria en la llamada Sonda de Campeche.

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Introducción

El activo de exploración de la Región Marina Noreste y ubicación de sus proyectos principales.

REGIÓN MARINA SUROESTE

Historia. Desde el punto de vista exploratorios, la región se localiza dentro de la Provincia Geológica Marina de Coatzacoalcos. Sus antecedentes se remontan a 1923, cuando compañías petroleras extranjeras realizaron estudios geofísicos en la porción continental. En 1949, bajo la administración de Petróleos Mexicanos, se realizaron estudios de la porción marina frente a las costas de Coatzacoalcos, Veracruz, costas de Coatzacoalcos, Veracruz, perforando un pozo terrestre con dirección al mar,

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Conceptos B á s icos de Ingenieria Civil Costa Afuera La actividad exploratoria continuó en forma irregular hacia el mar, y en 1959 se descubre el campo Santa Ana, productor de aceite en arenas del Mioceno de la formación Encanto. El descubrimiento de este campo confirmó el potencial petrolero del área marina. Sin embargo, es posible considerar el inicio de la historia de la Región Marina Suroeste en 1971, cuando se concluyo el pozo marino Marbella-1. Localización

Localización de los proyectos del activo Campeche Golfo, identificando sus dos proyectos: Golfo de México B y Campeche Poniente.

REGIÓN NORTE Historia. La historia de la región comienza en abril de 1881, fecha en la que el Dr. Adolph Autrey tomó posesión de una mina de petróleo, que bautizo con el nombre de La Constancia, ubicada en la Hacienda de Furbero, municipio de Coatzintla, Veracruz. En ésta, desde entonces, fueron realizados trabajos de exploración y explotación de las zonas con chapopoteras que existían en la región cercana a la actual ciudad de Poza Rica. Estos trabajos dieron coma resultado la instalación de una refinería en la hay población de Papantla, Veracruz.

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Introducción REGIÓN SUR Historia. La exploración en la porción sur y sureste de México, prácticamente se inicio desde fines del siglo pasado, cuando en 1863 el sacerdote Manuel Gil y Sáenz descubrió lo que él llamo la Mina de San Fernando, cerca del poblado de Tepetitán, en el estado de Tabasco. En 1883, el Dr. Simón Sarlat, gobernador de Tabasco, perforó un pozo a 27.4 metros de profundidad, en el anticlinal identificado con el apellido de él mismo, Sarlat, y en 1886, estableció una pequeña producción de aceite ligero que no llegó a explotarse comercialmente. DEFINICIONES Petróleo crudo equivalente Es una manera de representar el inventario total de hidrocarburos, corresponde a la adición del aceite crudo, de los condensados, de los líquidos en planta, y del gas seco convertido a líquido. Éste último, sumando, corresponde a la conversión del volumen de gas seco que de acuerdo a su poder calorífico es equivalente a cierto volumen de aceite crudo. Cálculo de “petróleo crudo equivalente” Como se mencionó anteriormente, el petróleo crudo equivalente es la suma del aceite crudo, condensados, líquidos de planta y el gas seco equivalente a líquido. Su evaluación requiere de la información actualizada de los procesos a que esta sometida la producción del gas natural, desde su separación y medición, hasta la salida de las plantas petroquímicas. La siguiente figura ilustra los elementos éste

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Conceptos B á s icos de Ingenieria Civil Costa Afuera

El aceite crudo no sufre ninguna conversión para llegar a petróleo crudo equivalente. El gas natural es producido y es disminuido en su volumen 24

Introducción Esta disminución es referida como encogimiento, y en la figura es denominada eficiencia en el manejo, o Feem. El gas continua su transporte, y sufre otra reducción al pasar por la estación de recompresión en donde del gas son extraídos los condensados. A esta disminución en el transporte se le llama Felt. El condensado se contabiliza directamente como petróleo crudo equivalente, en tanto que el gas todavía sigue su proceso dentro de las plantas petroquímicas. Ahí, este gas es sometido a otros procesos en donde, nuevamente, otros licuables o líquidos de planta son extraídos. Esta nueva reducción en el volumen del gas es conceptualizada a través del encogimiento por impurezas, Fei, y por el rendimiento de licuables en planta, Frlp. Los líquidos de planta son contabilizados como petróleo crudo equivalente y el gas a la salida de las plantas, finalmente seco, es convertido con una equivalencia a líquido de 5.201 millares de pies cúbicos de gas seco por barril de petróleo crudo equivalente. Este número es el resultado de considerar 5.591 millones de BTU por barril de crudo y 1,075 BTU por millón de pies cúbicos de gas seco dulce, por lo que el mencionado factor es de 192.27 barriles por millón de pies cúbicos, o el inverso que resulta en 5.201 millares de pies cúbicos por barril.

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Conceptos B á s icos de Ingenieria Civil Costa Afuera

En la Región Marina Noreste se explotan principalmente yacimientos de aceite pesado, donde los fluidos recorren mas de 2,500 metros desde el subsuelo hasta la superficie. En su trayectoria ascendente, debido a cambios de presión y temperatura, el aceite desprende gas asociado, produciendo una mezcla de crudo y gas que fluye a través de los pozos. Durante el proceso de extracción y distribución de los hidrocarburos, mostrado en la siguiente figura, el aceite y el gas viajan desde el yacimiento hasta una instalación en la superficie llamada plataforma satélite, para continuar su camino hacia una instalación de mayor tamaño denominada complejo de producción, donde el crudo y el gas son separados y enviados a través de ductos a las terminales de almacenamiento y distribución. La fase gaseosa se envía a la estación de Atasta, y el aceite a la Terminal Marítima de Dos Bocas y a la terminal Cayo Arcas. La producción de aceite recibida en la Terminal Marítima de Dos Bocas tiene dos destinos. Se exporta por dos monoboyas cercanas a la terminal, y se envía a Nuevo Teapa para consumo nacional y exportación. También, se maneja parte de la producción de aceite pesado en el centro de distribución de la terminal de Cayo Arcas. La producción de gas se entrega en la estación de recompresión de Atasta, para posteriormente ser enviado a Pemex Gas y Petroquímica Básica en sus plantas de Ciudad Pemex, Nuevo Pemex y Cactus. Asimismo, a las últimas dos plantas se les envía el volumen de condensado producido en la región, que es un liquido originado de la precipitación de componentes del gas al reducirse su presión y temperatura. En esta estación de recomprensión es manejado el total del gas producido de las dos regiones marinas. Para el procesamiento y manejo del crudo y gas producido, se utilizan plataformas de producción, de perforación, recuperadoras de pozos, de compresión, de enlace, habitacionales, de tratamiento, monoboyas, así como estructuras de apoyo como quemadores, soporte intermedio y puentes.

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Introducción

Proceso de producción de aceite y gas en la Región Marina Noreste Desde el punto de vista de la infraestructura a continuación se presenta como están clasificados los sistemas marinos de explotación, que son la base en que se sustenta el desarrollo de ésta actividad en la Sonda de Campeche. En la siguiente figura se muestra como se catalogan las estructuras metálicas tubulares que se emplean para construir las plataformas marinas según el servicio que prestan.

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Conceptos B á s icos de Ingenieria Civil Costa Afuera

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PRÓLOGO

Prólogo Prólogo a la segunda edición La primera edición de los apuntes de clase del curso Ingeniería Civil Costa Afuera fue editada en 250 volúmenes de los Tomos I y II, que fueron destinados a la comunidad magisterial y estudiantil de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), así como a los funcionarios que apoyan este curso en Instituciones como Pemex Exploración y Producción, el Instituto Mexicano del Petróleo y profesionistas de la industria privada nacional. Por lo limitado de ésta edición quedaron muchos técnicos de estas Instituciones sin conocer el contenido de los apuntes, sin embargo, se cumplió el objetivo que se buscó al imprimir la primera edición compilando los apuntes de clase en los dos volúmenes que finalmente aglutinaron toda la información que se distribuyó a los alumnos del curso durante el semestre en que se impartió. Al agotarse la primera edición impresa los apuntes serán entregados a los alumnos de nuevo ingreso a la materia en archivo electrónico en la presentación de Disco Compacto (CD) de manera gratuita, requiriéndoles únicamente una cantidad simbólica para la adquisición del material antes señalado. Con lo anterior el curso tendrá su propio libro de texto que permitirá a los alumnos de nuevo ingreso y a los anteriores que se interesen en obtener los apuntes en la presentación de CD acceder en forma cómoda y ordenada a los diferentes capítulos que conforman el curso “Ingeniería Civil Costa Afuera”. Los diferentes temas que se tratan en éstos apuntes son de actualidad, por lo que viendo a futuro la evolución que tendrá en México la explotación de hidrocarburos costa afuera, consideramos que el horizonte de vida de ésta temática estará vigente para los próximos diez años, tiempo en el cual nuestro país estará orientando su desarrollo hacia las aguas profundas, ya que la explotación de hidrocarburos en aguas reducidas ha sido a baja escala, existiendo todavía muchas áreas de litoral del Golfo de México sin estudiar, consecuentemente, sin conocer el potencial de reserva de petróleo crudo y gas que puedan ofrecer al desarrollo del país por lo que, salvo breves actualizaciones, los apuntes de referencia serán la base para la impartición del curso durante muchos años por venir. De acuerdo con la opinión de algunos profesores de la Facultad de Ingeniería y profesionistas externos de las Instituciones oficiales y de la industria privada en general dedicadas a éste quehacer de la explotación de hidrocarburos costa afuera, que conocieron la primera edición de los apuntes consideraron y coincidieron en el sentido de que como apuntes de clase la obra sobrepasaba en mucho el concepto, y más que unos apuntes se pueden considerar como un manual en dos tomos de los conocimientos básicos de la Ingeniería civil costa afuera orientada a la actividad de: planeación, análisis, diseño, fabricación, transporte e instalación de la infraestructura

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Conceptos B á s icos de Ingenieria Civil Costa Afuera

necesaria para la obtención, manejo y distribución del aceite crudo y gas obtenido en las áreas marinas de nuestro país. Por tal motivo, los tutores que tienen a su cargo cada uno de los temas que integran la obra de referencia, estuvieron de acuerdo en que esta segunda edición fuera diseñada y presentada en forma de manual, y sustituido el término de “Apuntes de clase” por el de “Conceptos Básicos de Ingeniería Civil Costa Afuera Volúmenes I y II”. A la segunda edición se le han hecho correcciones que en la primera edición aparecieron como errores, con lo que esperamos haber superado ese problema, también hemos incluido en la introducción conceptos puntuales como son la definición del concepto ingeniería civil costa afuera y la información de las regiones en que está dividido el país para efectos de explotación de hidrocarburos por parte de Pemex Exploración y Producción, dándole énfasis a la importancia que tienen las regiones marinas noreste y suroeste en la producción de aceite crudo y gas a nivel nacional.

Esperamos que esta segunda edición satisfaga la necesidad que existe en la industria petrolera nacional de tener una guía de los conocimientos básicos a nivel informativo de éste tan interesante campo de acción para los ingenieros civiles que actualmente se dedican a ésta actividad, así como también a las futuras generaciones de profesionistas que orienten su desarrollo hacia dicho campo. Ingeniero Víctor M. Valdés Profesor del Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera, UNAM Enero, 2005

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CAPÍTULO I Generalidades Compilado por: Víctor M. Valdés Ingeniero civil, UNAM, Posgrado en Construcción de Puertos (Japón 1972-1973). Exgerente de Inspección, Mantenimiento y Logística Pemex Exploración y Producción (1999). Profesor del curso de Ingeniería Civil Costa Afuera, UNAM.

DEDECUS NON MEI DELËRE

Generalidades

CÓMO COMENZÓ TODO Aceite. Petróleo. Oro negro Formado bajo la superficie de la tierra, millones de años atrás, el hombre ha estado alerta de la existencia del petróleo; sin embargo, ha sido en los últimos 100 años que él se ha dado cuenta de su valor y utilidad. En poco más de un siglo, nuestra sociedad moderna ha venido a depender totalmente de los hombres y mujeres, sueños y realidades de la industria petrolera. Hoy nosotros dependemos de los productos petroleros no únicamente para el transporte, calefacción y generación de electricidad, sino también para fertilizantes, textiles, plásticos, medias, pantalones, municiones, medicinas, pinturas, pesticidas y cientos de otros artículos que damos por sentado cada día. Otros combustibles, como el carbón y el uranio, no estarían disponibles sin el combustible diesel y explosivos basados en petróleo, requeridos para la minería, el transporte y procesamiento o los billones de pies cúbicos de gas natural necesarios para elaborar el cemento Portland, el cual se usa para construir las mismas estaciones generadoras que nos proveen de combustible. En pocas palabras, como el siglo pasado lastimosamente nos enseñó, la economía mundial no está basada en oro o filosofías políticas, sino más bien en los precios del barril del crudo. El hombre vino a familiarizarse con el petróleo a través de "pequeños manantiales" naturales o sitios sobre la superficie de la tierra donde depósitos de crudos —y a menudo gas natural— poco profundos emanaban hacia la superficie en las fosas, arroyos, pantanos o a lo largo de playas y bahías. El petróleo, o la "roca aceitosa" (llamada así por los antiguos), es mencionado no sólo en la Biblia sino también en los inicios de la historia humana de que haya noticia. Manantiales pequeños de petróleo y fosas bituminosas suministraron el alquitrán y asfalto usado en la argamasa, que a su vez se usó para la construcción de la Torre de Babel, las paredes de Nínive y el templo de Salomón; fue desde estas "fosas de légamo"cerca del Mar Muerto, de donde los egipcios obtuvieron el bitumen que ellos usaron para embalsamar sus muertos. En el año 3000 a. C., los sumerios usaron lámparas que quemaban aceite; una práctica adoptada en Grecia alrededor del año 250 a. C. En el Oriente, algún tiempo después del año 100 d. C., los chinos 31

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

excavaron pozos profundos de cientos de pies, para obtener agua salada de la cual extraían el cloruro de sodio para condimentar y preservar sus alimentos. Ocasionalmente estos pozos también producían gas natural, el cual los chinos aprendieron a usar no solamente para calefacción y cocción, sino también para conducir a través de tubos de bambú y hervir el agua del pozo para apresurar su evaporación. Por el año 615 d. C., los japoneses excavaron cerca de 1 000 pies de profundidad para tratar de obtener "agua ardiente", una práctica que también se llevaba a cabo en Birmania e India por la misma época. A lo largo de las costas del Mar Caspio, los hombres excavaron pozos pocos profundos a mano para obtener aceite e iluminar sus lámparas. Como el hombre encontró más y más de esta extraña sustancia, comenzó a aprender que ésta se podría usar de muchas maneras. En el año 671 d. C., Kallinikos de Bizancio inventó un primitivo cohete al cual llamó Fuego Griego, y el que a su vez llevaba una carga incendiaria compuesta por petróleo, sulfuro, resina y sal de roca que los griegos usaban contra sus enemigos, los árabes, durante el cerco de Constantinopla. Los griegos también usaron petróleo en guerras marítimas, que derramaban sobre el agua y lo incendiaban, un arma temible contra los barcos de madera. Con anterioridad, temprano, los legionarios de la antigua Roma ganaron una batalla poniendo en llamas a cerdos empapados de aceite y conduciéndolos a las líneas de aproximación del enemigo. Gradualmente, el uso del petróleo comenzó a regarse a lo largo de las regiones de Asia y Europa. Pero para que cualquier nueva industria se desarrolle, tres factores son indispensables: una amplia necesidad demostrada por el producto suministrado; una fuente económica y confiable de suministro; y un precio establecido de mercado que garantice un retorno en la inversión suficiente para superar los riesgos inherentes a cualquier nueva aventura. De este modo, el tiempo no era el apropiado para el nacimiento de la industria petrolera mundial, y no sería hasta que los europeos se aventuraran hacia el oeste para que el gigante dormido comenzara a despertarse.

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Generalidades

El Nuevo Mundo Cuando los primeros exploradores se aventuraron en el nuevo mundo, ellos encontraron pantanos de petróleo, así como también gigantescos charcos de asfalto en Trinidad, Venezuela y, más tarde, en California. A medida que más y más aventureros efectuaban los largos viajes a través del Atlántico, ellos aprendieron a venir a estos lugares, encallaban sus buques desgastados y calafateaban sus fugas con residuos petroleros residuales, que no sólo sellaban los cascos, sino también los protegía contra teredos o rémoras, pequeños moluscos marinos en forma de gusanos que habitan aguas tropicales y perforan la madera de los barcos, destruyéndolos. En los años venideros, esta práctica de revestimiento para los barcos haría crecer una industria propia y crearía una de las primeras economías que demandan productos petroleros. América Latina En lo que es hoy en día México, los indios llamaron a esta sustancia bituminosa chapopote, mientras que en Venezuela y otras partes de Sudamérica le llamaban mene. Los pueblos precolombinos usaban chapopote o mene —el cual ha migrado hacia la superficie de la tierra— como medicina en la forma de linimentos y pomadas, para cubrir calzados, barcos, materiales para techo, como pegamento, para iluminación y como incienso. En 1579, el Comandante Melcor de Alfaro Santa Cruz escribió a su casa en España, describiendo los varios usos del chapopote en México, los cuales incluían el uso como pasta dentífrica y goma de mascar. Sin embargo, Venezuela pudo haber sido el primer país exportador de petróleo del mundo cuando, en 1539, varios barriles de mene fueron enviados a España, aparentemente en respuesta a una solicitud urgente por una "droga milagrosa" que curara una dolorosa gota que afectaba al emperador Carlos V; los rumores habían llegado a los oídos reales en relación con los altos poderes medicinales atribuidos por los indios a una sustancia encontrada en los alrededores del lago de Maracaibo. Así, los orígenes actuales de la industria petrolera están entrelazados con la historia de

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Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Latinoamérica y muchas naciones latinas han contribuido a la industria que ha cambiado el mundo (figura 1).

Figura 1. Una de las primeras referencias conocidas al petróleo en Venezuela fue hecha por Gonzalo Fernández de Oviedo en su Historia General y Natural de las Indias escrito en 1535.

América del Norte Más tarde, a medida que los europeos penetraron en la parte norte del hemisferio, encontraron que los indios de California (hasta lo que es ahora Pennsylvania y Canadá) estaban también familiarizados con esta extraña sustancia negra que salía de adentro de la tierra, y habían desarrollado muchos usos prácticos de ella. En el sur de California, se aplicaba asfalto a cestas o tejidos para hacerlos a prueba de agua. Estas cestas eran utilizadas para llevar agua debido a que no sólo eran más livianas que la alfarería, sino también irrompibles. El asfalto también era usado para calefatear sus barcos e impermeabilizar sus techos. En 1788 Peter Pond, durante su exploración en la parte occidental del Canadá, en lo que hoy en día es Alberta, informó que los indios Cree usaban alquitrán del río Athabasca para calefatear sus canoas y también como medicina. 34

Generalidades

Hoy en día, una de las pomadas para la piel más ampliamente usadas en el mundo es conocida en inglés como "Petrolado Indio", o "gelatina de petróleo bruto", un nombre científico derivado del griego, lo cual deslustra su invención u origen indio-americano. En la preparación de este material gelatinoso casi incoloro de hidrocarburos olefinas y metano, los indios encontraron uno de los primeros usos prácticos de petróleo crudo. Ellos lo aplicaron a la piel humana y de los animales para proteger heridas, estimular la curación y mantener la piel húmeda. Igualmente lo usaron para lubricar las partes móviles de las herramientas. Hoy, la gelatina de petróleo ha encontrado el camino hasta las partes más remotas de la Tierra, incluyendo el Sahara donde las tribus nómadas se la untan sobre sus pieles para protegerse del implacable sol, viento seco y arena tormentosa. Los indios, en Pennsylvania, usaron un número de fosas abiertas como pozos petroleros, un hecho observado por los colonos blancos del estado Cuáquero quienes, en el siglo diecinueve, no solamente lanzaron la industria petrolera americana desde este lugar, sino que al hacerla crearon el ímpetu que movería al mundo dentro de la sociedad petrolera. A medida que los colonos comenzaron a migrar hacia el oeste, dentro del interior de esta amplia tierra, la necesidad no fue por el petróleo, sino, como ha sido el caso en otras partes del mundo, por sal, de manera que ellos pudiesen preservar sus alimentos durante los largos inviernos. Quienes habitaban el valle del río Ohio y en las laderas occidentales de las montañas Alleghenies encontraron que podrían perforar atravesando las rocas para penetrar los depósitos de salmuera subterráneos. Cuando la salmuera era llevada a la superficie, se hervía y la sal resultante se empleaba para curar las carnes. Pero algunos de estos pozos, perforados rudimentariamente a mano, producían petróleo al igual que sal. Puesto que el petróleo contamina la sal, era considerado como una incomodidad por los colonos que bien lo drenaban dentro en las cercanías de quebradas o en fosas donde era quemado. Sin embargo, el propietario de las plantaciones, George Washington, consideró su "bitumen de primavera" una herencia de Virginia, como de gran valor. Haciendo referencia a los días de los curanderos indios, unos pocos empresarios emprendedores decidieron embotellar este residuo para venderlo

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Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

como un amplio y aclamado "cúralo todo" a través de vagones itinerantes de espectáculos y farmacéuticos locales. La búsqueda de la Luz Samuel M. Kier, un farmacéutico de Pittsburgh quien era dueño de algunos pozos de salmuera cerca de Tarentum, Pennsylvania, fue uno de ellos. Además de la sal, los pozos de Kier también producían mucho petróleo. De este derivado "inútil", Kier embotellaba el petróleo, con etiquetas en las cuales escribía "Aceite de Roca de Pennsylvania" para comercializarlo por todas partes. Pero el producto falló al no encontrar un mercado disponible. Impávido, Kier entonces ideó un destilador de crudo para convertir su petróleo en un aceite para lámpara. Su "aceite de roca" quemaba, pero tenía un mal olor y producía un pesado humo negro. Aunque Kier no tuvo éxito, repentinamente los primeros síntomas del nacimiento de la industria petrolera comenzaron a sentirse cuando el hombre se dio cuenta de que había una necesidad general por petróleo. A mediados del siglo diecinueve, la idea de una educación popular se esparció ampliamente; más y más gente pudo leer y escribir. Había más para leer debido a que fue también un gran periodo de crecimiento para los nuevos periódicos populares y revistas, los cuales comenzaron a ser publicados para las masas en vez de una pequeña élite. Pero para la gran mayoría, el mundo era todavía una gran sociedad agraria. En las granjas y en las ciudades, las cuales se estaban industrializando, la gente trabajaba un mínimo de 12 horas al día, o desde el amanecer hasta el oscurecer. Esto hizo que la lectura fuese actividad de recreación, la cual tenía que efectuarse de noche, después de que las labores diarias fuesen terminadas. Por lo tanto, a fin de leer, la gente necesitaba luz. La luz fue también requerida en las nuevas fábricas de la Era Industrial para estar en capacidad de operar durante los cortos y oscuros días del invierno y para sobrevivir económicamente. Muchos usaron velas de sebo, que eran caras y no efectivas, o aceite de ballena, el cual, a pesar de que se quemaba completamente, se estaba poniendo más y más escaso y caro debido a que aún para ese entonces las grandes manadas de ballenas habían sido cazadas hasta el punto de extinción. 36

Generalidades

En América y Europa se estaba buscando una fuente de luz que pudiera ser producida para venderse a un precio razonable, que quemase limpiamente y que suministrara una iluminación efectiva. En algunas de las grandes ciudades, se construyeron plantas para procesar gas artificial de carbón, o se proveyó gas natural de los pozos ubicados en los mismos pueblos. Las luces de gas iluminaron las calles de noche y los "mecheros" en las casas —mucho más brillantes que las velas— no solamente las iluminaron sino que también se vio por primera vez en los pioneros de la fábrica moderna. Las luces de gas rápidamente vendrían a ser muy populares, pero la tubería era tosca y cara de instalar, lo cual significaba que el gas estaba disponible sólo en áreas metropolitanas. De manera que los intentos para producir una fuente de luz del petróleo continuaban. En 1849, James Young, un escocés, obtuvo una patente para procesar carbón de bujía (o más probable pizarra de carbón de bujía, la cual predomina en Escocia), el cual destiló, denominándolo aceite de carbón. Éste inmediatamente llegó a ser muy popular y la primera industria de refinación del mundo surgió en Gran Bretaña una vez que Young otorgó licencias sobre su patente para la producción de aceite de carbón en Gran Bretaña y los Estados Unidos. Canadá Un brillante e innovador canadiense fue responsable del próximo paso en el nacimiento de la industria. Abraham Gesner, un doctor en medicina quien también era un geólogo aficionado y químico autodidacta de Nueva Escocia, comenzó experimentado en los años de 1840 con la producción de aceite para lámparas proveniente del carbón y el asfalto. Usando un proceso similar al de Young, él llegó a ser el primero en Norteamérica en destilar un hidrocarburo convirtiéndolo en combustible para lámpara. En 1853, él mudó sus operaciones a Nueva York y empezó a producir aceite de carbón. Al año siguiente introdujo un nuevo producto llamado "kerosene", de las palabras griegas aceite y cera. Aunque el aceite de carbón y el primitivo kerosene eran hediondos, humeantes y más caros, éstos se popularizaron inmediatamente en comparación con el aceite de ballena, el que había aumentado en precio hasta $2.50 por galón, lo clientes. Gesner comenzó a expedir licencias bajo 37

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su patente americana, y por el año de 1860 ya existían más de 70 plantas en los Estados Unidos produciendo un estimado de 23 000 galones de aceite de carbón por año derivados de asfaltos naturales, carbón ligero y pizarra. Sin embargo, todo esto duraría únicamente unos pocos años, pues sería el kerosene refinado del petróleo y no el aceite de carbón el que iluminaría el mundo. Hasta mediados del año 1850 todo el crudo de petróleo tenía que ser desnatado de pequeños manantiales o producido como un derivado no deseable de los pozos de salmuera, y era considerado por muchos que servía únicamente como una novedad médica. Pero dos hermanos en una pequeña villa en el Canadá Occidental, como se llamaba a Ontario en 1854, serían los que habrían de cambiar todo y al hacerlo cambiarían el mundo. Henry y Charles Nelson Tripp de Enniskillen Township, en la orilla norte del lago Ontario, una metrópolis habitada por 37 colonos, 34 vacas y 16 cerdos, fundaron la primera compañía de petróleo incorporada del mundo, la International Mining and Manufacturing. Sus intereses no estaban en el aceite de lámpara pero sí en el posible uso industrial para la negra sustancia de alquitrán de lechos gomosos ubicados en su propiedad. En 1850 un químico adjunto al Servicio Geológico Canadiense señaló que la goma tenía un posible uso comercial como material de pavimentación, un sellador para los fondos de los barcos y como materia prima para la fabricación de gas lumínico. Para el año 1854 ya habían excavado el bitumen a mano y lo habían hervido en calderos de hierro colado abiertos. Su mayor empuje fue el de vender sus productos para la pavimentación y los usos marinos como revestimiento de barcos. Aunque la Hamilton Gas Company reportó que el gas hecho del bitumen produjo mucho más iluminación que el gas producido del carbón, los Tripp no pusieron atención a este mercado y para 1856 su compañía fracasó y se vieron forzados a vender sus yacimientos gomosos. Sería el comprador de estos 600 acres de tierra de potencial petrolífero quien sería considerado como el fundador de la industria del petróleo norteamericana. James Miller Williams era un fabricante de coches de Hamilton, Ontario. En 1857 estableció una refinería en Black Creek y se dispuso a taladrar en busca de petróleo, asumiendo correctamente que si perforaba debajo de la superficie de los yacimientos de asfalto encontraría más petróleo. Su primer pozo fue abandonado después de que la tubería se rompió a los 27 pies, pero en 1858 él, exitosamente, produjo petróleo desde una profundidad de 38

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49 pies. Mientras que los Tripp extrajeron el bitumen desde la superficie de los yacimientos, Williams comenzó a bombear crudo desde un reservorio debajo de ellos, el cual luego refinó convirtiéndolo en aceite para lámpara. En 1860, él se reincorporó como la Canadian Oil Company. Ésta fue la primera compañía petrolera norteamericana puesto que sus actividades incluían exploración, producción, refinación y mercadeo. Para ese mismo año, cerca de 100 pozos fueron perforados en el área petrolera de Oil Springs con algunos pozos exitosos que producían de 12 a 23 B/D (barriles por día). Luego, el 16 de enero de 1862, el pozo fluyente más grande jamás visto hasta entonces reventó en Oil Springs. Lanzando un chorro de crudo a más de 20 pies en el aire, el pozo arrojó la asombrosa cantidad de 2 000 B/D. Las refinerías rápidamente se multiplicaron a través de Ontario, pero casi con igual rapidez, el ímpetu de la creciente industria fluyó hacia el sur a través de la frontera (figura 2).

Figura 2. James Miller Williams (cortesía Archivos Imperial Oil).

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Los Estados Unidos En 1857, el Coronel A. C. Ferris, un proveedor mayoritario de aceite para lámparas vio la utilización de muestras del aceite de roca de Samuel Kier. Adquirió algunas y las pasó a través de sus plantas procesadoras. Se produjo un aceite de iluminación tan superior que él envió agentes por todos lados a comprar crudo a $20/ barril, un precio que el mundo no vería otra vez por más de un siglo. Parte de este aceite, él lo compró a Williams en Ontario, aunque la mayoría de su suministro vino peligrosamente de pozos de salmuera, manantiales petroleros o pequeños resumideros petroleros. Súbitamente, las piezas del rompecabezas comenzaron a juntarse; había una creciente necesidad por el producto, se estableció un firme mercado de precio, de manera que todo lo que quedaba era el desarrollo de un suministro confiable de materia prima, en este caso: crudo de petróleo. El nacimiento de la industria James Miller Williams pudo muy bien haber sido el padre de la industria moderna petrolera, pero la historia, inconstante como siempre, escogió para premiar con ese honor a un americano, el coronel Edwin Drake. Un antiguo conductor ferroviario, el "coronel" fue una personificación adoptada para impresionar a la gente del pueblo de Oil Creek, Pennsylvania, donde Drake, como representante de la Pennsylvania Rock Oil Company, gastó tres infructuosos años tratando de desnatar petróleo en cantidades comerciales de los mismos manantiales que los indios usaron años anteriores. Cuando la compañía fracasó, Drake organizó la Seneca Oil Company para intentar otra vez. Esta vez, observó los pozos de salmuera que habían perforado en las cercanías de Tarantum e hizo un decisión momentánea para tratar de obtener petróleo en cantidades mediante su perforación —una decisión que provocó burlas de los habitantes locales—. Él ensambló un taladro de perforación con herramienta de cable alimentado con vapor, muy parecido a los que se usan los perforadores en busca de agua salada y comenzó las operaciones. En esto tuvo éxito debido en gran 40

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parte a la habilidad y dedicación de su perforador, William A. "Tío Billy"

Smith, un herrero y perforador experimentado de pozos de salmuera. Después de penetrar 30 pies de roca dura, Drake descubrió petróleo en un pozo de profundidad total de 69.5 pies. El pozo no era un chorro, sino que el petróleo tenía que ser bombeado a la superficie, pero era el primer "pozo petrolero" en los Estados Unidos y los productores de aceite de lámpara rápidamente se congregaron en el sitio para comprar el petróleo de Drake a $ 20/barril. Ese día, 27 de agosto de 1859, es celebrado como el nacimiento de la industria petrolera, porque Drake había probado que era posible obtener petróleo en cantidades mediante la perforación a través de la roca. Por fin, la combinación se juntó: la necesidad de petróleo, un precio y mercado establecido y un método de obtención de petróleo en cantidades (figura 3). Casi de la noche a la mañana, Titusville y el área de Oil Creek vinieron a ser las primeras ciudades con auge petrolero en el mundo a medida que compradores, futuros productores y arrendadores se trasladaban al área,

Figura 3. La búsqueda de la luz ayudó al nacimiento de la industria. El Coronel Edwin Drake (en el centro de la foto) habla a un socio en frente de su famoso pozo (cortesía API).

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dándole al occidente de Pennsylvania el título de "Cuna de la Industria Petrolera". Aunque muchos hombres en muchos países alrededor del mundo estaban en la búsqueda del petróleo, Drake resultó ser el primero en encontrarlo en cantidades al atravesar la roca y fue el más afortunado en la elección de un sitio mejor que cualquier de los otros escogidos anteriormente. Por pura casualidad, el pozo de Drake fue ubicado en un área donde las arenas explotadas estaban cercanas a la superficie de la tierra y pudieron ser alcanzadas fácilmente con el equipo primitivo disponible. De hecho, el campo de Oil Creek fue el más somero y más productivo jamás descubierto. Esto permitió una producción a gran escala en corto tiempo. El área fue también accesible a las facilidades disponibles de transporte. Además de tener el ferrocarril, Oil City, al sur de Titusville, estaba ubicada en los bancos del río Allegheny, al cual se unían el Monongahela y el Ohio en Pittsburgh. De este modo, los suministros requeridos podrían ser traídos y el petróleo despachado a los mercados del rápidamente industrializado norte. Como una bendición final, el petróleo era de alta gravedad y libre de sulfuro. De hecho, por décadas este crudo grado Pennsylvania fue el estándar mundial para medir todos los otros petróleos. De hecho, podía fácilmente refinarse un kerosene de una calidad alta con los no muy sofisticados procesos de refinación que se usaron en ese entonces. También, ya que tenía una base parafínica, podía ser convertido en lubricantes con la tecnología disponible. Si el petróleo de Drake hubiera sido pesado, petróleo sulfuroso con un alto contenido de sulfuro, los pioneros en refinación no hubieran sabido qué hacer con él y el nacimiento de la industria se hubiese retrasado. Nuevos usos para el petróleo Docenas de taladros pronto cubrieron el paisaje de Pennsylvania. El petróleo era producido tan rápido y en tan grandes cantidades que las facilidades de almacenamiento existentes pronto probaron ser poco inadecuadas y miles de barriles se derramaron sobre la tierra y en los ríos y quebradas. El precio cayó rápidamente, pero a pesar de la sobreproducción inicial y una baja estructura del precio, la pequeña industria continuó creciendo y prosperando 42

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a medida que fueron descubiertos más y más usos del petróleo. Al principio, las únicas necesidades fueron para aceite de lámpara y lubricantes; cualquier otra cosa que salía del barril incluyendo nafta, benceno y gasolina, era considerado desecho peligroso, que era quemado o vertido en la quebrada más cercana. La nueva industria era todavía un infante de dos años de edad cuando el horror de la Guerra Civil estalló a través de América, abriendo una nueva Era Tecnológica. No había más barcos impulsados por velas, sino máquinas propulsadas a vapor a través del Atlántico; eran los primeros barcos de guerra, hechos de hierro, y barcos de vapor subiendo y bajando los poderosos ríos. Sus motores, como también la maquinaria en las fábricas que produjeron cañones, armas de fuego de repetición, cable telegráfico, alambre de púas, carpas y vestidos requerían lubricación y se necesitaba aceite de lámparas para mantenerlos operando a través de la noche y para iluminar los hospitales de campo así como las carpas de los cuarteles generales. El paso hacia el Oeste Para el tiempo en que el último general confederado, Stand Watie, un indio Cherokee, se rindió en Texas, la mitad de la nación había caído en ruinas. Todos los ferrocarriles en el sur, junto con la mayoría de los puertos y facilidades de manufactura, habían sido destruidos. Se necesitaba un trabajo masivo de reconstrucción, uno que requería más y más productos del petróleo. Tan pronto como esto comenzó a implementarse, los hombres comenzaron a dirigir sus ambiciones hacia el Oeste. La guerra les dio a ellos las herramientas: alambre de púas, barcos de vapor, ferrocarriles y armas de repetición, con las cuales finalmente podrían conquistar el Oeste Americano. La necesidad por el petróleo se había convertido en una demanda sin fin. No había solamente una gran demanda por petróleo, sino grandes ganancias alcanzadas por la siempre creciente industria, algo que no escapó a la atención de John D. Rockefeller, quien en 1870 fundó la Standard Oil Company. También había grandes ganancias para aquellos que encontraron las nuevas fuentes de petróleo y que fueron capaces de honrar las necesidades

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con creces. Ésta era todavía una época en que se conocía muy poco de la mecánica de las reservas y había el temor de que los campos de Pennsylvania se estaban agotando totalmente. De manera que a medida que los americanos se movían hacia el Oeste, lo mismo sucedía con la búsqueda de petróleo. Nuevos campos fueron descubiertos en los valles de Ohio, Illinois y Kentucky, aunque muchos de éstos probaron ser más pesados y sulfurosos que el crudo de grado Pennsylvania. Sin embargo, la búsqueda continuó incluso en Wyoming, aunque estos primitivos exploradores por cuenta propia no sabían que un americano y dos alemanes, Thomas A. Edison, Gottlieb Daimler y Carl Benz estaban al borde de perfeccionar nuevos inventos que cambiarían la industria petrolera y el mundo para siempre. Ganadores y perdedores A principios del siglo diecinueve los indios Cherokee en el sureste de los Estados Unidos llegaron a ser conocidos como una de las 5 tribus "civilizadas" porque ellos se adaptaron muy bien a la sociedad del hombre blanco. Muchos eran dueños de grandes propiedades y vivían en casas finas cuyo mobiliario a menudo incluía extensas bibliotecas. Ellos publicaron sus propios periódicos en la lengua Cherokee y enviaron a sus niños a las universidades en el Norte y en Europa para ser educados. Súbitamente, sin embargo, ocurrió un desastre. Se descubrió oro en las tierras Cherokee del norte de Georgia. Durante la noche, buscadores ávidos de oro los desposeyeron de sus casas y les confiscaron sus tierras. Aquellos que escaparon de la "milicia" fueron conducidos hacia el Oeste a punta de bayoneta y cientos de ellos murieron a lo largo del vergonzoso Sendero de las Lágrimas. Eventualmente, los sobrevivientes volvieron a colonizar la vasta nación Cherokee en territorio indio. Muy pocos, si acaso, lograron disfrutar de la riqueza del mineral de sus casas ancestrales. Relocalizar, una parte integral de la "doma del Oeste", fue la política del gobierno de reubicar a tantos indios como fuese posible dentro de las reservaciones, muchas de los cuales fueron ubicadas en territorio indio. Unos pocos años después de los Cherokees, le llegó el turno a los Osages. Ellos señalaron al gobierno que no había tierra sobrante que no estuviera asignada 44

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a una tribu. La brusca respuesta fue "Encuentre alguna tierra, cómprenla y trasládense o sino...". Lo que ellos encontraron fueron 1.8 millones de acres de colinas, matorrales rocosos, muy poco adecuado para cultivar maíz o cualquiera otra cosa, en el extremo norte de la Nación Cherokee. Los Cherokees estuvieron más que contentos al poder descargar estos terrenos sobre los desventurados Osages por un costo de $0.75/acre. Esta felicidad duró hasta que el pozo Nellie Johnstone No. 1 fue perforado en 1897. El primer pozo productor de crudo en el territorio señaló la apertura de los vastos campos petroleros en Oklahoma y por un tiempo hizo de los indios Osages la nación más rica per cápita en el mundo. Spindletop Para los hombres petroleros este nombre todavía evoca sentimientos emparentados a la primera vista del Nuevo Mundo de Cristóbal Colón o el primer paso de Neil Armstrong en la Luna, porque fue sobre este despreciable pedacito de pantano de Texas en donde apareció el primer chorro en América que causó ese poderoso rugido, el cual fue escuchado alrededor del mundo entero. Si el pozo de Drake señalizó el nacimiento de la Industria Petrolera, Spindletop dio nacimiento a la Edad del Combustible Líquido, y al hacerlo se operaron cambios en las vidas de cada uno de los humanos en la Tierra. Ahora no podía mirarse al pasado. Spindletop, aunque ése no era el nombre que ellos hubiesen escogido, fue la culminación de los sueños de dos hombres petroleros muy diferentes, pero igualmente pintorescos: el capitán Anthony Lucas, un ingeniero de minas eslavo y Patillo "Bud" Higgins, un recogedor de herramientas de un solo brazo que se volvió un maestro de Escuela Dominical. Cuando joven, Higgins perdió un brazo como resultado de una travesura. Una tarde, él y un grupo de amigos lanzaron un nido de avispas dentro de una tienda, en donde se llevaba a cabo una reunión religiosa de bautistas. Un sheriff delegado, extramadamente celoso, persiguió al grupo y disparó un tiro que alcanzó al joven Higgins en el brazo. La herida se infectó y su brazo tuvo que ser amputado. Sin embargo, para Higgins, un borracho alborotador, perder un miembro parecía ser de poco significado. Él se mudó hacia la 45

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región de bosques en donde continuó alardeando ante los otros leñadores como el hombre que podía pelear más, beber más y trabajar más que cualquiera con dos brazos y puños. Su reputación creció hasta que la gente del pueblo temía verle salir del bosque, en especial los sábados por la noche. Pero una de esas tardes, el destino le favoreció una vez más. Estaba pasando otra vez cerca de una reunión de bautistas, muy parecida a la primera, cuando de repente se detuvo por un momento para escuchar, lo que dio como resultado que se convirtiera a esa religión. Uno de los pilares de la iglesia, George W. Carroll, estuvo profundamente impresionado por la conversión de Higgins y ofreció un trabajo en su tierra, en su negocio de bienes y raíces. Higgins aceptó y rápidamente se volvió un exitoso y respetado miembro de la comunidad. Un día, después de una fuerte tormenta, Higgins se dio cuenta de un inusitado depósito de arcilla roja que contrastaba fuertemente con la tierra negra del área. Tomó una muestra, la analizó y encontró que era el tipo de arcilla con la cual se podían hacer los ladrillos. Detectando un mercado listo para ladrillos, Higgins logró que un grupo de inversionistas se uniese a él en la construcción de una ladrillera. El negocio arrojó una ganancia pero era insuficiente, de manera que Higgins fue al norte para estudiar la operación de ladrilleras ya establecidas. En Pennsylvania y Ohio, él aprendió que las ladrilleras eran encendidas mediante gas natural y petróleo, combustibles más estables y eficientes que la madera o el carbón. En la búsqueda de más información, también aprendió que muchas de las características geológicas que los hombres petroleros requerían en sus búsquedas de petróleo estaban presentes en un pequeño terraplén que se levantaba desde los pantanos al sur de Beaumont. Cuando regresó a Texas, él estudió el área cuidadosamente y se convenció que el terraplén estaba sentado encima de petróleo, de mucho petróleo. Higgins contactó a George Carroll, a quien expuso su teoría. Carroll estuvo de acuerdo en apoyarlo, y en 1892 formaron la Gladys City Oil, Gas and Manufacturing Company. Junto con su sueño del petróleo, Higgins tuvo otro sueño, la planeación de una nueva ciudad. Una con pozos de petróleo, por supuesto, pero planeada de manera que tuviese un crecimiento y belleza ordenadas al igual que la industria. Durante cinco años, usando un equipo rudimentario de perforación de pozos para agua natural, la compañía buscó

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petróleo sin ningún éxito. Finalmente, Higgins vendió sus intereses a Carroll y trató durante tres años de formar otro grupo para perforar en su propiedad. Profundamente endeudado y con sus pocos restantes amigos que lo encontraban un poco extraño, Higgins, como un último recurso, solicitó ayuda en un diario de la industria. El hombre que contestó el anuncio era tan pintoresco como el mismo Higgins, pero entre los dos traspasarían el umbral de la Edad del Combustible Líquido (figura 4). Anthony Luchich nació en la isla de Hvar, en el mar Adriático, y después de graduarse de la Escuela de Ingeniería Minera en Graz y haber sido comisionado en la Marina Austríaca, llegó a los Estados Unidos para una visita. Al gustarle lo que vio solicitó la ciudadanía americana y después de cambiar su nombre a Lucas, se Figura 4. Patillo Higgins (cortesía Amoco Torch). casó con una joven muchacha americana, estableciéndose luego en Louisiana donde trabajó como un ingeniero de minas (figura 5). Después de ganar experiencia trabajando en estructuras subterráneas, Lucas creó la teoría de que el gas, petróleo y sulfuro se acumularían bajo domas de sal. Desde que él visitó a Beaumont, estaba familiarizado con el terraplén o domo, del cual Higgins habló en su anuncio. Presintiendo una oportunidad para probar sus creencias, él decidió unirse a Higgins, y los dos comenzaron a trabajar en otro intento para encontrar

Figura 5. Capitán Anthony F. Lucas (cortesía Amoco Torch).

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petróleo en Gladys City, como Higgins llamó a la ciudad de los sueños. Sin embargo, esta vez había una diferencia. Lucas decidió usar taladros de perforación rotativos y movidos con vapor. Los taladros de perforación rotativos no eran ciertamente nuevos, el primero ya había sido patentado en 1833, y para 1901 más de 100 pozos en Texas habían sido perforados con ellos. Pero la mayoría de éstos fueron aparatos rudimentarios impulsados por tan sólo una mula que caminaba en círculo, de manera que los rotativos no habían ganado la amplia aceptación en la industria. Lucas sería el que tuvo que reunir todos los mejores elementos de la perforación rotativa —unos que en una forma u otra están todavía en uso hoy en día— la caldera, el motor, los malacates, las bombas rotativas, unión giratoria, tubería de perforación, poleas de corona, poleas viajeras y barrenas. Como un toque final, usó lodos para lubricar la tubería de perforación. El lodo, él probablemente lo sabía, había sido probado en Louisiana, pero él mismo no lo tenía. De manera que la leyenda continúa; creó su propio lodo mediante la inundación de un terreno y conduciendo un rebaño de ganado sucesivamente a través del mismo. El 10 de enero de 1901, la perforación alcanzó 1 020 pies. Lucas fue al pueblo por suministros dejando una cuadrilla de tres hombres (Peck Byrd, Al y Curt Hamil) encargados. Más tarde, ninguno recordó quién fue el primero en escuchar el ruido; éste comenzó con un retumbo bajo, amenazante, que sacudió la tierra. Entonces, a medida que la cuadrilla corría para salvar sus vidas, un géiser de lodo lanzó hacia el aire 700 pies de tubería pesada de perforación, ascendiendo a través de la tierra y el cielo, llevándose por delante la mayor parte del taladro de perforación. El ruido cesó tan súbitamente como comenzó; el único ruido era el de las piezas de acero torcidas desplomándose en su caída en el lodo alrededor del sitio. Los hombres se acercaron tímidamente a lo que había quedado del taladro, y parados en un charco lodoso y con un extraño buen sentido, apagaron la caldera. No terminaron de hacer eso, cuando los retumbes comenzaron nuevamente; una vez más ellos corrieron tan rápido como pudieron mientras que más lodo salía por ebullición del hoyo únicamente para ser soplado a un lado por una columna de gas, la cual era inmediatamente seguida por el aún más fuerte estallido: un sólido chorro de petróleo crudo, color verde, que alcanzó 200 pies de altura en el aire (figura 6). 48

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Los tres perforadores permanecieron asombrados ante un espectáculo jamás antes visto, el primer verdadero reventón del mundo. Durante nueve días, el pozo continuó arrojando petróleo hasta que más de 800 000 barriles

Figura 6. Spindletop. Primer reventón de América (cortesía Amoco Torch).

de petróleo formaron un lago que se extendió cerca de tres cuartos de milla alrededor del pozo. Finalmente, fue cerrado mediante una serie de válvulas y conexiones, el pionero de los actuales árboles de navidad, que Al Hamil ideó y que con cautela colocó en el lugar sobre el monstruo. Las noticias del descubrimiento se regaron casi tan rápido como el petróleo que fluyó libremente y en cosa de días los sueños de Higgins para Gladys City desaparecieron para siempre debajo de un laberinto de cabrías de madera y la armazón de chozas de lonas de los negociantes oportunistas, tramposos, alcahuetes y prostitutas que se congregaron en Spindletop con la esperanza de encontrar una fortuna fácil (figura 7). 49

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El pozo de Drake dio nacimiento a la industria porque el tiempo y el lugar eran los apropiados. La luz eléctrica de Edison había sido un éxito y la demanda por el kerosene estaba en plena decadencia. Daimler y Benz trajeron los

Figura 7. En lugar de casas, "Ciudad Gladys" mostraba un bosque de torres petroleras. Ésta es la Avenida Boiler en Spindletop (cortesía API).

primeros automóviles exitosos del mundo, un hecho no ignorado por Henry Ford; estos nuevos aparatos eran impulsados por la gasolina, un subproducto de los derivados de desechos de la industria petrolera. Además, hay una lista de primeros enumerados que significó el descubrimiento de Spindletop. El primer reventón, la comprobación de la teoría sobre el petróleo y gas formandose bajo los domos de sal, el primer éxito a gran escala de los taladros de perforación rotativos y el primer éxito en la utilización de lodos de perforación. El mundo jamás sería igual.

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EL CÓMO Y DÓNDE DEL PETRÓLEO Los comienzos Para entender los orígenes del petróleo y del gas, donde éstos se encuentran más frecuentemente, y como nosotros los encontramos, debemos tener primero algún conocimiento de la propia Tierra. Nuestra Tierra, uno de los planetas terrestres, o planetas internos del sistema solar, se piensa que tiene 4.5 billones de años. Los planetas internos, así llamados por ser los más cercanos al Sol, también incluyen a Venus, Mercurio y Marte. Ellos difieren de los otros planetas, Júpiter, Saturno, Urano, Neptuno y Plutón; de éstos se piensa que están compuestos mayormente por formaciones rocosas, sustancias con pocos gases o líquidos. Hoy en día, hay poco conocimiento específico de la historia temprana de la Tierra, pero se cree que estos componentes, los cuales contienen sólidos o moléculas no volátiles, se adhirieron y luego fueron combinados, condensados y comprimidos para formar la esfera sobre la cual vivimos. Geología Hoy día, muchos de nuestros conocimientos de la Tierra están basados en los 450 000 pasados años, o acerca del 10% del total de su historia. La geología es la ciencia que estudia la Tierra, su composición, estructura e historia, y es parcialmente descriptiva y parcialmente histórica. A medida que ha aumentado nuestro conocimiento y nuestras herramientas científicas se han sofisticado, lo aprendido en otros campos como geofísica, astrofísica y sismología, ha contribuido a lo que sabemos acerca de la Tierra. Nosotros sí sabemos que la Tierra no es un cuerpo estático; ésta tiene un registro presente y pasado de cambios. A través del tiempo, todas estas características han sido alteradas por el interjuego de ambas fuerzas externa e interna.

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El

interior

de

la

Tierra

Nuestro planeta tiene aproximadamente 24 900 millas (40 079 km) de circunferencia alrededor del Ecuador. El área de superficie está compuesta aproximadamente por un 70.8% de agua y 29.2% de tierra. Tiene un volumen aproximado de 260 billones mi3 (1.08 x 1012 km3). El volumen de agua es 330 millones mi3 (1.370 x 106 km3). Mucho de lo que sabemos acerca del interior de la Tierra lo hemos obtenido por evidencias secundarias recogidas estudiando las rocas y minerales, datos sísmicos, emanaciones de flujo de calor de la Tierra, estudios de la gravedad de la Tierra, campos magnéticos y comparaciones con otros cuerpos de nuestro sistema solar. De todo esto, parece que hay un núcleo interno pesado, recubierto por un núcleo externo, un manto inferior, un manto superior y, por último, una corteza relativamente delgada (figura 8). La corteza o cubierta tiene un volumen de 2 billones mi3 (6 210 x 106 3 km ), y es de 10 a 30 millas de espesor. Esta cantidad es apenas el 1% del volumen total de la Tierra y el 0.4% del peso. El volumen del manto es 216 billones mi3 (898 000 x 106 km3) o cerca del 84% del total del volumen, y el

Figura 8. Corteza, manto, núcleo y núcleo interno de la Tierrra.

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67% del total del peso. Es lo mismo que 1 800 millas de espesor. El volumen del núcleo es de 42 billones mi3 (175 500 x 106 km3) y esto es igual al 15% del total del volumen y el 32% del total del peso de la Tierra. El núcleo está compuesto por material pesado y es de 4 400 millas de diámetro. Así que el hombre solo ha sido capaz de perforar unas pocas millas dentro de la corteza. Con nuestra tecnología actual, no es probable que un hoyo pudiera ser taladrado hasta el núcleo. Sin embargo, se cree posible que, a medida que se desarrollan herramientas de alta resistencia y para altas temperaturas y presiones, se pueda perforar a través de la corteza y alcanzar el manto superior. Minerales En nuestros estudios del petróleo, nuestro interés está en la construcción básica de los bloques de la corteza terrestre, los cuales son minerales. Los minerales son elementos y componentes químicos que han sido formados por procesos inorgánicos. Hay más de 2 000 minerales conocidos en la Tierra. Todas sus propiedades son determinadas por la composición y arreglo atómico interno de sus elementos. Todo mineral tiene un peso específico por pulgada cúbica, y tiene una estructura cristalina, la cual se distingue de otros minerales. De todos los minerales conocidos, solamente unos pocos son de formaciones rocosas y más del 90% de estos son silicatos. Estos silicatos son componentes que contienen sílice, oxígeno y uno o más metales. La corteza de la Tierra está dividida en dos estratos. Uno superior llamado sial, que está compuesto principalmente por minerales que contienen sílice y aluminio, y uno inferior llamado sima, que contiene minerales compuestos mayormente de sílice y magnesio. Los minerales son, entonces, las unidades de las cuales se derivan las rocas de la Tierra. Estas rocas están divididas en tres grupos generales: ígneas, metamórficas y sedimentarias. Rocas ígneas Las rocas ígneas fueron una vez una masa líquida, fundida y caliente, conocidas como magma, que se enfriaron y formaron rocas duras, firmes. Estas rocas, 53

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derivadas del fuego, son el ancestro de todas las rocas. Las principales características de las rocas ígneas son: color, gravedad específica, textura, y composición mineral. Rocas metamórficas Las rocas metamórficas se originan cuando la roca sedimentaria está expuesta a mucha presión y calor. Esto puede tener lugar en áreas donde los sedimentos quedan bajo la corteza terrestre y durante largos periodos van cambiando de profundidad bajo la superficie. Las rocas metamórficas son aquellas formadas a partir de rocas originales por presión, calor y fluidos químicos activos de lo más profundo de la superficie de la Tierra. Rocas sedimentarias Las rocas sedimentarias están compuestas de partículas derivadas de la ruptura de una roca preexistente. La mayor característica aparente de las rocas sedimentarias es la manera como están situadas en los depósitos, los cuales hacen que éstas salgan. Estos sedimentos son partículas que fueron transportadas a una nueva ubicación por el hielo, el viento o el agua donde fueron depositadas y endurecidas. Más adelante veremos por qué en los años recientes las rocas sedimentarias son de particular importancia para los geólogos del petróleo. Cuando la Tierra comenzó a adquirir su forma actual, su corteza se resquebrajó y encogió para formar una superficie rugosa de rocas ígneas, las cuales se derivaron de material en fusión llamado magma. La lluvia se precipitó debido a la humedad condensada y a medida que caía en la superficie fluyó, recolectándose en las partes bajas para comenzar a formar las primeras corrientes, lagos y mares. Como el agua de lluvia fluía hacia las depresiones, éstas arrastraron pequeñas partículas de rocas, en un proceso que llamamos erosión. Otro proceso, el de la sedimentación, ocurre cuando esta combinación de agua y partículas de rocas alcanzan un cuerpo tranquilo de agua, y las partículas o sedimento se asientan en el fondo. Se piensa frecuentemente que la erosión es tan sólo el resultado del lavado de fluido de agua pero ésta puede también ser causada por el viento, las olas, las nevadas, así como por 54

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el hielo (glaciares). Las primeras partículas en erosionarse fueron, claro está, las de las rocas ígneas, puesto que éstas fueron las primeras que existieron. A medida que fue pasando el tiempo, nuevos sedimentos se fueron depositando encima de los sedimentos anteriores. Los primeros fueron comprimidos por el peso de las sucesivas capas entre las rocas sedimentarias. Éstas pueden erosionarse otra vez y producir nuevos sedimentos y el ciclo de erosión y sedimentación ocurre una y otra vez. A medida que se fueron enterrando capas sobre capas de sedimentos, éstas se fueron comprimiendo debido al peso de las capas suprayacentes. La presión y el calor, así como también los elementos químicos, las bacterias y la acción radioactiva las alteraron para formar capas sedimentarias. Las rocas sedimentarias pueden darse como un lodo suelto y arena o ser endurecida y compactada, dependiendo en la cantidad de presión que ha sido ejercida y la edad de las capas. Las rocas están hechas de material elástico, precipitados químicos y restos orgánicos. Los fragmentos elásticos están constituidos por astillas y partículas desgastadas de otros minerales, rocas, y conchas que han sido transportadas al lugar por la erosión. Las precipitaciones químicas tuvieron lugar mediante la acción de sales disueltas o la evaporación de las aguas marinas encerradas. Los restos orgánicos están compuestos de conchas, plantas y restos de animales que fueron acumulados en un sitio, tales como un arrecife de coral o un pantano. El ciclo de una roca Si las rocas sedimentarias son expuestas a calor extremo, pueden transformarse en rocas metamórficas, las cuales pueden derretirse y convertirse en magma. Esta roca derretida puede ser expulsada a la superficie en donde, a medida que se enfría podría volver a ser roca ígnea, la cual está nuevamente sujeta al proceso de erosión. Por lo tanto existe una definitiva relación entre las rocas ígneas, sedimentarias y metamórficas, puesto que cualquiera de esas rocas podría cambiarse a las otras, dados el tiempo y las condiciones (figura 9).

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Figura 9. El ciclo de la roca. La porción marcada es el área de mayor interés a los geólogos petroleros.

Dentro del manto Muchos geólogos ven el manto como el origen de la corteza y del núcleo de la Tierra: sus partes más livianas fueron movidas hacia arriba para formar su corteza y sus partes más pesadas gravitaron hacia el centro para formar el núcleo. Esta creencia condujo a la especulación de que en su historia el manto puede haber estado sujeto a corrientes de convección motivadas por el calor, que pudieron dar como resultado que los continentes fuesen formados sobre las corrientes descendentes y que las cuencas submarinas oceánicas profundas se hubiesen formado sobre las corrientes elevadas. Esto, a su vez, conduce a la conjetura de que las corrientes de convección pudieran haber llevado a la división y separación de las masas de tierra y partes bajas oceánicas que se trasladaron a nuevas ubicaciones. Tectónica de placas Como fue mencionado anteriormente, nuestra Tierra o preferiblemente la corteza sobre la cual vivimos no es una plataforma estática. En realidad: 56

Generalidades

... La corteza externa está fragmentada en grandes y pequeños placas, todas moviéndose con relación a las demás con velocidades fijas que alcanzan las 5 pulgadas (13 cm) por año, apartándose de una aquí, resbalándose otra allá, deslizándose por debajo de otra, en algún lugar, y en otros lugares colisionando lentamente para originar alguna de nuestras más dramáticas extensiones de montañas.1

La tectónica de placas (la "placa" es la unidad básica del sistema y "tectónica" viene de la palabra griega tekton, la cual significa constructor) es el estudio de los procesos y productos de movimientos que tienen lugar en la Tierra. El concepto y reconocimiento de dicho fenómeno se desarrolló lentamente, pero fue aceptado en el transcurso de los últimos 30 años y, como la ciencia del paleomagnetismo, se ha expandido y ha agregado evidencia a la idea del movimiento de los continentes (figura 10). El conocimiento de que los continentes pueden moverse, y de hecho se han movido, explica el porqué actualmente se han encontrado depósitos

Figura 10. Placas tectónicas (cortesía API).

1

U.S. Department of the Interior, U.S. Geological Survey. Annual Report 1976, "Plate Tectonics and Man," by Warren Hamilton, Washington D.C., Government Printing Office, 1980, p. 3.

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glaciales en los trópicos, los restos de fósiles tropicales en regiones antárticas y lechos marinos en el picos de montañas. La corteza terrestre está rota en siete grandes plataformas o placas, tanto de porciones continentales como de porciones oceánicas, además de una docena de pequeñas plataformas. Cada una de ellas tiene cerca de 50 millas (80 km) de espesor y una parte más delgada que se deforma, ya sea por una dobladura elástica, o por rompimiento y una parte más profunda que en los bordes. La plataforma duerme sobre un lecho viscoso, arriba del cual ellas se deslizan. Su parte interna es rígida con más acción en los bordes. Cuando las placas se juntan, el océano tiende a bajar y deslizarse más abajo (subducción) por debajo de la plataforma continental. En mar o tierra, las placas pueden también deslizarse a lo largo de una falla de rumbo, tal como las famosa falla de San Andrés, donde la placa del Pacífico y la placa de Norteamérica, están deslizándose una contra otra aproximadamente 1.5 pulgadas (3.8 cm) por año. Son fuerzas como éstas las que ocurren por debajo de la superficie de la Tierra, las cuales han brindado las condiciones necesarias para el entrampamiento del petróleo en reservorios desde donde éste suele ser recuperado. Los orígenes del petróleo y del gas Hay muchas teorías acerca de los orígenes del petróleo y del gas natural. Pero todavía no ha sido posible determinar el lugar exacto o materiales desde el cual se origina un reservorio particular. Las dos teorías más prevalentes hoy en día son la orgánica, o biónica, y la inorgánica o abiónica. Es importante que ambas sean mencionadas y brevemente descritas antes de proseguir adelante con nuestra discusión acerca de los orígenes del petróleo. La teoría orgánica del origen del petróleo y gas

La teoría orgánica del origen del petróleo comenzó a desarrollarse a principios del siglo, a medida que la industria del gas y petróleo crecía en tamaño e importancia económica y que los geólogos fueron llamados para ubicar 58

Generalidades

exactamente nuevos y grandes depósitos. Ésta fue la más amplia teoría aceptada, y lo es aún; sin embargo, recientemente está enfrentándose a nuevos retos con el desarrollo de nuevas herramientas y técnicas para el estudio de la historia de la Tierra. Simplemente expuesta, la teoría orgánica es la de que el carbón y el hidrógeno necesarios para la formación del gas y el petróleo se originaron en las formas primitivas de vida sobre la Tierra, o, en resumen, son de orígenes biológicos. Los restos de las plantas y animales fueron atrapados en el proceso de erosión y sedimentación y llevados río abajo a los mares, los cuales luego cubrieron largas porciones de la superficie de la Tierra. Ellos junto con el lodo y los materiales que fueron arrastrados se esparcieron a lo largo de la orilla donde fueron cubiertos y comprimidos por el peso de muchísimas más capas sucesivas, depositadas sobre el tope de éstos. Con el tiempo, estas capas se convirtieron en rocas sedimentarias. Hoy en día, es en estas rocas sedimentarias, tales como areniscas, lutita y dolomita en donde frecuentemente se encuentran los depósitos de petróleo (figuras, 11 hasta 15). La teoría inorgánica

Según la teoría inorgánica, los hidrocarburos provienen desde las profundidades de la Tierra, de materiales que fueron incorporados cuando se formó la Tierra. Fue ideada en el principio del siglo diecinueve, cuando los científicos tenían la creencia de que el petróleo era un residuo arrojado desde la formación del sistema solar o como resultado de acciones químicas profundas dentro de la Tierra. Dimitri Mendeleev, el distinguido químico ruso que descubrió la naturaleza periódica de los elementos, creía que el petróleo emanaba desde las profundidades de la Tierra, y procedía de origen inorgánico más que de sedimentos orgánicos. Su punto de vista era que las ocurrencias de petróleo parecían estar controladas más por las características de gran escala de la corteza, así como también por las cadenas montañosas y los grandes valles, más que por la geomorfología de los depósitos sedimentarios formados a través de los años. Desde entonces, otros científicos han adoptado el mismo punto de vista. Hoy, quienes proponen la teoría inorgánica reclaman que la información adquirida por la tecnología moderna

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Figura 11. Teoría orgánica sobre el origen del gas y petróleo. Algunos científicos creen que el petróleo se formó hace millones de años, cuando pequeñísimas criaturas marinas abundaban en los mares (cortesía de API). Figura 12. Las plantas marinas y animales, sostenidos en arcilla, arena y limo, fueron cambiando a gas y petróleo, probablemente por descomposición gradual, calor, presión y posiblemente, acciones bacteriales y radioactivos (cortesía API). Figura 13. A medida que pasaron millones de años, la presión comprimió las capas de arcilla, limo y arena enterradas profundamente dentro de capas de roca (cortesía API).

Figura 14. Terremotos y otras fuerzas terráqueas removieron las capas de roca (cortesía API).

Figura 15. El petróleo migró hacia arriba a través de rocas porosas hasta que fue atrapado bajo rocas no porosas (cortesía APl).

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Generalidades

ha fortalecido sus reclamos, mientras que al mismo tiempo han debilitado el caso para un origen puramente biológico de los hidrocarburos. En defensa de sus opiniones, aquellos que argumentan en favor del origen abiónico, observan que: 1) El petróleo y el metano (gas natural) se encuentran, frecuentemente, en patrones geográficos de largas líneas o arcos, los cuales están relacionados más con asentamientos profundos, características estructurales a gran escala de la corteza, que a depósitos sedimentarios de menores escalas. 2) Las áreas ricas en hidrocarburos tienden a ser ricas también en muchos niveles y se extienden hacia abajo del zócalo o basamento cristalino, por debajo de los sedimentos. 3) Algunos petróleos de niveles profundos y de altas temperaturas carecen casi completamente de evidencias biológicas. 4) El metano se ha encontrado en muchas áreas donde es improbable un origen biogenético. 5) Los depósitos de hidrocarburos de un área extensa a menudo muestran características químicas comunes independientes de la composición variada o edad geológica de la formación en las cuales ellos se encuentran. 6) La asociación regional de hidrocarburos con el gas inerte, helio y un mayor nivel de filtración de helio natural en regiones de referencias petroleras, las cuales no tienen explicación en las teóricas de origen biológicos. Ellos también creen que hay grandes cantidades de hidrocarburos a mayores profundidades dentro de la Tierra, y que los residuos orgánicos no pueden haber sido suficientes para dar razón de todo el petróleo de la Tierra. Validez de las teorías No es la intención de los autores el tratar de proveer toda la evidencia disponible apoyando uno u otro lado del asunto, sino más bien lograr que el 61

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nuevo estudiante del petróleo esté alerta a estas dos teorías distintas, las cuales no son siempre mutuamente exclusivas, pero sí existen. Muchos distinguidos científicos e investigadores de ambos lados han publicado sus opiniones e investigaciones sobre este tema y los lectores que puedan estar interesados en explorar más allá deberán proveerse de libros y artículos de revistas. Ocurrencia y entrampado Si aceptamos la teoría orgánica, la cual es la prevalente hoy en día, de que la base para el origen del gas y el petróleo son los organismos que una vez existieron y que los restos de estos organismos fueron sometidos a presión, temperatura, químicos y acciones bacteriales a medida que fueron enterrados bajo el fango de los antiguos mares, entonces podemos también aceptar que la búsqueda de petróleo está limitada a áreas que incluyen capas de rocas sedimentarias, puesto que fue en estas rocas donde quedaron enterrados. Una forma común de roca en la cual se puede encontrar petróleo y gas es en la arenisca, la cual está compuesta de granos de arena mezclada con partículas de arcilla y lutita. El petróleo también se encuentra en poros de roca caliza y dolomita. El petróleo emigra desde estos lugares de formación a través de poros (espacios pequeños), el cual se presenta entre las partículas, en la arenisca, o entre los poros y grietas que aparecen en la dolomita y la caliza. Estas aberturas forman el reservorio en el cual se acumulan el petróleo y el gas. Entrampado

El petróleo y el gas no se encuentran por lo general donde se formaron. Las rocas productoras de petróleo, en la cual el material orgánico original fue acumulado, son de grano fino y relativamente impermeable. Estas capas raramente retienen petróleo o gas, con excepción de cantidades muy pequeñas. Al contrario, éstos migran desde las rocas petrolíferas hacia arriba en dirección de la superficie. Muchas cantidades de gas y petróleo se escapan a 62

Generalidades

través de las fallas comunicadas con la superficie donde el gas se dispersa en

la atmósfera, el petróleo liviano eventualmente se evapora y una brea parecida como depósito de bitumen se acumula. Sin embargo, gran parte del petróleo y gas no llega a la superficie; éstos emigran hacia arriba hasta el punto en donde su curso es bloqueado por una barrera impermeable o capa rocosa donde se acumulan para formar un reservorio. Las barreras y el reservorio resultante son llamados trampa (figura 16).

Figura 16. Trampa anticlinal. El gas, petróleo y agua son detenidos de una migración futura por una capa impermeable de roca (cortesía Anne McNamara, Fundación para la Comunicación de Recursos del Petróleo).

Esta migración hacia arriba está también acompañada por una separación del petróleo, el gas y el agua. El petróleo y el gas ascienden desplazando el agua de mar que originalmente llenó el espacio poroso de la roca sedimentaria. Cuando éstos alcanzan la barrera impermeable, los componentes se separan. Si se colocaran partes iguales de agua salada, gas natural y petróleo, dentro de un recipiente de vidrio sellado, se notaría que éstos podrían separarse por sí mismos en tres capas más o menos distintas —el gas en la parte superior, el petróleo en el medio y el agua en el fondo; esta misma separación ocurre en la formación—, el gas se encuentra en la parte superior, luego el petróleo y, finalmente, el agua en el fondo. 63

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Sin embargo, no toda el agua salada es desplazada del espacio de los poros; con frecuencia los poros contienen entre 10% a más de 150% de agua salada en la acumulación del gas y del petróleo. Esta agua residual, llamada agua conata, llena los pequeños poros y también cubre las superficies de los orificios más grandes. La principal búsqueda de campos gasíferos y petroleros, hoy en día, se concentra en estructuras geológicas o trampas dentro de las cuales han emigrado y depositado el petróleo y el gas, formando así un reservorio (figuras 17-18).

Figura 17. Agua connata (cortesía Anne McNamara, Fundación para la Comunicación de Recursos del Petróleo).

Propiedades de un reservorio La gente frecuentemente se imagina un reservorio de petróleo y gas como un gran charco de líquidos muy por debajo de la superficie de la tierra, similar a un estanque subterráneo. En realidad, el petróleo está atrapado en pequeños orificios en la roca: en los espacios de los poros. Para que esto suceda deben estar presentes ciertas condiciones: 1) Debe haber existido primero una fuente de carbono e hidrógeno (restos de plantas y animales), condiciones favorables para su des64

Generalidades

Algunos tipos comunes de petróleo y gas

4. Desplazamiento de capas de rocas a lo largo de esta falla. Este tipo de estructura se encuentra en algunas áreas del distrito del río de la Paz.

1. Trampa de piedra caliza del tipo encontrado en Pembina del Oeste. 2. Reservorios en estratos doblados y fallados. El petróleo del valle Turner Legend fue encontrado en trampas como éstas. 3. Trampas estratigráficas del tipo encontradas en Saskatchewan Sureste.

Sandstone

Gas

Carbonate

Oil

Shale

Water

Figura 18. Trampas de petróleo y gas (cortesía Anne McNamara, Fundación para la Comunicación de Recursos del Petróleo).

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composición y luego la recombinación dentro de los hidrocarburos de petróleo. 2) Deben estar presentes rocas porosas en las cuales puedan acumularse los hidrocarburos. 3) Los poros deben estar interconectados de manera que los fluidos puedan moverse dentro de la roca; una cualidad llamada permeabilidad. 4) Debe existir alguna forma de barrera o cierre para prevenir el escape del movimiento hacia arriba del petróleo y forzarlo a que se concentre en una sola área. Si alguna de estas cuatro características no está presente en una formación del subsuelo, entonces no puede existir un reservorio. Tipos de reservorios Estructuras geológicas de muchos tamaños, formas y tipos diferentes constituyen los reservorios en los cuales puede acumularse el petróleo. La roca sedimentaria es depositada en capas llamadas estratos, que no son lo suficientemente resistentes a los movimientos internos de la Tierra. Cada vez que ocurre un movimiento, los estratos sufren deformación. Las capas pueden distorsionarse en pliegues menores, así como en cadenas montañosas antiguas o modernas, o pueden convertirse en pequeñas arrugas o pliegues sinclinales de muchas millas de ancho. También pueden ser agudamente inclinados para luego ser quebrados, torcidos o rotados. Por lo general, hay dos tipos de barreras impermeables que pueden impedir el movimiento del petróleo y, por lo tanto, causar la formación de reservorios: las trampas estructurales y las trampas estratigráficas (figura 19). Trampas estructurales

Las trampas estructurales son causadas por una deformación en las capas de roca que contienen los hidrocarburos. Dos ejemplos comunes pueden ser los anticlinales y las trampas de falla.

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Generalidades

Figura 19. Trampas estructurales y estratigráficas.

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Anticlinales

Un anticlinal es un plegamiento ascendente en las capas de roca, similar a un arco. Un anticlinal puede ser simétrico con flancos iguales, o asimétrico con un flanco más inclinado que el otro. Ambos extremos generalmente se profundizan, sumergiéndose bajo la superficie. El petróleo emigra hacia el punto más elevado del plegamiento donde se previene el escape, pues está bloqueado por una barrera suprayacente de roca impermeable (figura 20). Un sinclinal es una depresión o pliegue descendente. Se puede pensar que es un anticlinal invertido. Domos y trampas de tapón son anticlinales agudos, fuertemente plegados en su cresta o parte superior. Algunas veces las acumulaciones de petróleo se encuentran en rocas porosas que tienen un núcleo de sal o tapón que los proyecta hacia la superficie. Trampas de falla

Las fallas resultan cuando las rocas, en cada lado de una fractura, cambian su posición causando el desligamiento constante o la anteposición de los estratos. El desplazamiento efectivo y real de una falla puede ser medido en millas o en pulgadas. Las trampas de fallas ocurren cuando el petróleo es atrapado en la roca por una capa de roca no porosa que se ha desplazado a una posición directamente opuesta a la capa que contiene el petróleo. Las fallas reversas y normales tienen un movimiento vertical. Las fallas de cabalgamiento y lateral se mueven principalmente en dirección horizontal (figura 21). Trampas estratigráficas

Las trampas estratigráficas resultan cuando una capa del reservorio está sellada por otra capa, o por un cambio en la porosidad y permeabilidad dentro del reservorio mismo. Este tipo de trampa incluye truncación (una capa inclinada de petróleo es cortada por una capa de roca impermeable); adelgazamiento (una capa o formación petrolífera es cortada de forma gradual 68

Generalidades

Figura 20. Un domo de sal, un anticlinal y un sinclinal.

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Figura 21. Una falla es una ruptura en el suelo a lo largo de la cual se desplazan las capas.

por otra capa suprayacente), o una capa porosa se encuentra rodeada de roca impermeable. Las trampas lenticulares son causadas por cambios abruptos en la cantidad de espacios porosos conectados entre sí. Esto generalmente se presenta por una distribución irregular de arena, arcilla o piedra caliza en el momento de la sedimentación, haciendo que las zonas que contienen petróleo queden confinadas dentro de rocas no porosas. Las trampas combinadas se forman por una combinación de fallas, plegamientos y cambios en la porosidad. Las discordancias. El movimiento ascendente del petróleo no puede continuar debido a que un estrato o capa ha sido depositado por encima de la superficie erosionada de las capas inferiores. Diaclasas. Ocurren cuando la roca es fracturada como resultado del movimiento de la Tierra. 70

Generalidades

Características de reservorios rocosos

Con la finalidad de evaluar el potencial del reservorio, el geólogo petrolero debe poseer los siguientes datos: 1) la capacidad de la roca para contener fluidos; 2) la cantidad relativa de fluido presente, y 3) la habilidad del fluido para desplazarse a través de la roca hacia el pozo. Esta última está determinada por dos factores: porosidad y permeabilidad. Porosidad

La porosidad, simplemente descrita, es la capacidad de la roca para retener fluidos. También es el volumen de no sólidos o porciones de fluidos del reservorio dividido por el volumen total. Por lo tanto, la porosidad siempre se expresa en porcentaje. Para visualizar el concepto de porosidad imagínese una caja llena de bolas de igual tamaño apiladas una sobre otra, de tal manera que sólo el punto externo de cada bola toque el otro de las de arriba, de abajo y de los lados. El espacio vacío entre las bolas podría ser el espacio del poro y podría representar una porosidad de 47.6%, la mayor que puede esperarse. Si las mismas bolas fuesen arregladas en capas o lechos de forma que las capas superiores se asentaran sobre las inferiores, la porosidad se reduciría al 25%. El tamaño de las bolas no importaría en cualquiera de los dos casos siempre y cuando todas fuesen del mismo tamaño. Puesto que en el reservorio el tamaño no es nunca el mismo, ya bien sean apiladas o en columnas, la porosidad puede variar entre el 3% y el 40% (raramente) con una porosidad promedio de cerca del 20% (figura 22). La porosidad del 20% usualmente ocurre tan sólo en las capas más "jóvenes", más cercanas a la superficie, puesto que la porosidad por lo general tiende a decrecer con la profundidad y antigüedad de las capas. Esta disminución es causada por el peso ejercido por la alternación de capas o lechos, el efecto del tiempo en la roca, y por la cementación de las partículas. Esta tendencia de la profundidad a afectar la porosidad es aparente en la lutita así como en la arenisca, aunque la porosidad es generalmente más baja en las lutitas desde el principio; puesto que son más compactas y las lutitas más viejas han sido comprimidas a grandes profundidades, mucho más que 71

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la arenisca en un nivel similar. La caliza y dolomita no siguen el mismo modelo de la profundidad; éstas, sin embargo, se comprimen más que las arenas.

Figura 22. El arreglo y tamaño de las esferas afectan la porosidad. La acomodación cúbica puede tener un máximo de porosidad de 47.6%. Un arreglo romboidal puede llevar a una porosidad de 25.9% (cortesía de SPE - AIME).

Otros procesos además de los descritos anteriormente crean lo que se conoce como porosidad secundaria. Éstos resultan en una mayor permeabilidad en el reservorio debido a que los poros o aperturas son mayores. Esto puede ser el resultado de aguas subterráneas que disuelven la caliza o dolomita, lo que causa grandes orificios entre las rocas conocidos como cavidades o cavernas, o dolomitización, en la cual la piedra caliza se reduce, convirtiéndose en dolomita. Un proceso de fracturación puede también causar porosidad secundaria. Saturación del espacio del poro

Si la porosidad representa la capacidad para contener fluidos, entonces la saturación es la cantidad real de fluido presente en un espacio dado. Expre72

Generalidades

sado en porcentaje, un 20% de saturación puede indicar que una quinta parte de la disponibilidad del espacio contiene el fluido que está siendo medido, petróleo o agua. El alcance de la saturación de petróleo o hidrocarburo es uno de los factores determinantes de si un reservorio es económicamente viable de desarrollo o no (figura 23).

Figura 23. Granos de arena cubiertos de agua, El petróleo ocupa los espacios en los poros más grandes.

Permeabilidad

La permeabilidad de un reservorio es el factor que determina cuán fuerte o fácil es para un líquido fluir a través de la formación. No es suficiente para el geólogo saber que el petróleo está presente, también tendrá que saber determinar cuán fácil será para el petróleo fluir desde el reservorio dentro del pozo. Esto está basado en varios factores: las propiedades mismas del fluido, expresado en viscosidad (espesor; un líquido delgado puede ser empujado a través de la roca más rápidamente que uno espeso); el tamaño y forma de la formación, la presión y el flujo (a mayor presión mayor flujo). La 73

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permeabilidad es usualmente medida en unidades denominadas darcy, en honor a Henry D’Arcy, el ingeniero francés quien, en 1850, encontró una manera para medir la relativa permeabilidad de las rocas porosas. En la mayoría de los reservorios, el promedio de permeabilidad es menor que un darcy, de manera que los valores reales son en milésimas de darcy o milidarcies (md). La permeabilidad para una arena de grano fino puede ser de 5 md o una arena de grano grueso que sea altamente porosa y bien distribuida puede alcanzar a los 475 md. Sin embargo, si la arena ordinaria está pobremente distribuida, ésta puede alcanzar sólo 10 md (figura 24).

Figura 24. Determinando permeabilidad medida (cortesía Dresser Atlas).

Otro factor que puede tomarse en consideración es que a grandes profundidades, el peso de las rocas sobre lechos puede compactar los granos de arena, y resultar de poca porosidad; hay también una tremenda disminución en la permeabilidad. La cementación, la cual tiende a llenar el espacio del poro, también se incrementa con la profundidad. Un reservorio que pueda tener una buena producción o una profundidad, puede no tener valor económico del todo a baja profundidad si el petróleo no puede fluir hacia la roca en el pozo. 74

Generalidades

Fluidos

del

reservorio

Un fluido es una sustancia que fluye, y esto incluye el petróleo, el agua y el gas, los tres principales fluidos encontrados en un reservorio. El petróleo y el agua son líquidos, así como fluidos. El gas natural está considerado un fluido aunque no es un líquido. Agua

Puesto que hemos establecido que el reservorio es una capa o lecho sedimentario formado en el mar, parte de las aguas marinas permanecen atrapadas en él. Los geólogos la denominan agua connata intersticial (del latín "nacer con") e intersticial porque éste se encuentra en los poros abiertos. Por lo tanto, aguas connatas son aquellas que estaban presentes en el momento del desarrollo del reservorio núcleo. La cantidad de agua connata puede determinarse con base en las muestras de núcleo o "corazones" y estas cantidades son dadas como un porcentaje del volumen del contenido del espacio del poro. Además del agua connata que encontramos con el petróleo y el gas, virtualmente todo reservorio tiene formaciones llenas de agua, junto con las zonas petrolíferas. El fondo de agua, es la zona directamente debajo del petróleo y el agua marginal es aquella que circunda la acumulación de petróleo hacia los lados. Es esta agua la que provee el empuje hidrostático, o presión ejercida sobre el petróleo en muchos reservorios. Ésta es necesaria porque el petróleo no puede moverse por sí mismo hacia la superficie, así que es la fuerza surtida por la presión del agua o gas asociado con el petróleo que impulsa el petróleo a la superficie. Petróleo

Siendo el petróleo más ligero que el agua, en una formación es empujado hacia la parte superior y el agua es empujada hacia abajo por el peso del petróleo. Sin embargo, no toda el agua es desplazada hacia la parte inferior; parte de ella permanece como remanente cubriendo las paredes de los espacios porosos y si los intersticios son muy pequeños (capilares), el agua permanecerá 75

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dentro de ellos. De manera que el agua no sólo está presente debajo de las zonas de petróleo sino también dentro de ellas. Gas

El gas natural siempre está presente con el petróleo en un reservorio. De hecho, el gas a presión provee el impulso primario en la recuperación del petróleo. Se presenta ya bien como gas libre, es decir separado del petróleo, o como gas soluble, el cual está disuelto en el petróleo. La relación entre el petróleo y el gas depende de cuánto petróleo líquido sature el gas disuelto. A menudo en el pasado y aún en algunas localidades remotas en el presente, el reservorio es perforado y el gas es lanzado a la atmósfera o quemado en mecheros en el proceso de recuperación del petróleo del subsuelo. El gas y el petróleo permanecerán en solución mientras que la temperatura permanezca baja y la presión alta. Cuando el petróleo es bombeado a la superficie y la presión es disminuida en un separador, el gas saldrá de la solución. Pero mientras está inmóvil en solución dentro del reservorio está ocupando espacio, y debe ser tenido en cuenta cuando se calcula el volumen del petróleo. Si hay menos presencia de gas que de petróleo en el reservorio, éste puede absorber al primero. Entonces este petróleo es desaturado. Si ocurre lo contrario, entonces el petróleo es supersaturado. Si hay presencia de gas libre en la formación, éste subirá a la superficie y formará una capa de gas. Esto significa que el petróleo abajo está saturado con gas soluble disuelto. Igualmente significa que puesto que el petróleo saturado tiene una viscosidad (espesor) menor, éste se moverá fácilmente de la formación hacia el pozo. Distribución Como hemos visto, el gas, el petróleo y el agua en un reservorio tienden a separarse en tres capas. En las etapas tempranas de desarrollo, la línea de contacto entre el petróleo y el agua es de principal interés. No es una línea horizontal está rigurosamente definida que corre a través del reservorio. Por el contrario, es un área que contiene ambos, petróleo y agua, y que puede 76

Generalidades

tener hasta 15 pies de espesor, lo cual es causado por la acción capilar. En la

parte superior está localizada el área donde se juntan el petróleo y el gas. Puesto que hay una gran diferencia en el peso específico del petróleo y del agua, el petróleo no se extiende tanto dentro del gas como el agua lo hace dentro del petróleo. Flujo de fluidos Además de la presencia del petróleo en suficiente cantidad, y el agua y el gas disponibles para ayudar a moverlo hacia la superficie, tres factores más deben estar presentes en el reservorio, para hacerlo económicamente beneficioso. Éstos son gradiente de presión, gravedad, y acción capilar. El gradiente de presión significa que existe una diferencia entre la presión medida en dos puntos diferentes; si es más baja en el pozo que en otros puntos en el reservorio, las áreas de mayor presión ejercerán energía que forzará los fluidos hacia arriba hacia la boca del pozo, resultando en un pozo productor. Si dicha presión no está presente en suficiente cantidad, entonces se tendrá que utilizar una bomba u otro equipo artificial para elevar el petróleo hacia la superficie. Si el pozo ha sido perforado en un punto bajo dentro de la formación, la gravedad guiará los fluidos en descenso desde los puntos altos en dirección al pozo. La acción capilar puede ser demostrada al insertar parcialmente una pieza de papel absorbente en un envase de líquido coloreado. Se verá rápidamente que parte del líquido tiende a ascender en la porción del papel que extendió sobre la superficie. Éste es el resultado de la acción capilar; el líquido ha sido absorbido dentro de pequeños orificios en la estructura del papel. El petróleo y el agua tienden a moverse hacia arriba y hacia afuera a través de los espacios porosos alineados en la misma dirección dentro la roca. Conductividad El mecanismo de conducción del reservorio se llama empuje de agotamiento o empuje de agua. Puesto que la formación petrolífera por lo general se 77

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presenta como una capa permeable rodeada por capas impermeables, este encierro del reservorio es un rasgo común para algún tipo de conducción. La conducción o empuje por agotamiento es lo común para el caso de un reservorio cerrado. Se presenta donde el petróleo no está en contacto con arenas permeables saturadas de agua. Puesto que el petróleo en realidad está aislado en un espacio totalmente encerrado, la única energía disponible para llevarlo a la superficie es la del gas en solución con el petróleo (empuje por gas soluble) o del gas por encima de la acumulación de petróleo en el reservorio (empuje de la capa de gas) (figuras 25-26). El empuje de agua o conducción hidrostática se presenta cuando el agua se moviliza ocupando el espacio disponible, que deja el petróleo cuando es removido, y la presión de la fuerza de agua obliga al remanente del petróleo a fluir hacia la superficie (figura 27). La conducción por gas soluble Una situación típica para un reservorio con conducción por gas soluble pudiera ser aquella en donde la presión sobre el petróleo es tan grande que no se forman burbujas de gas. Si el pozo es perforado y la presión es liberada, el gas saldrá como gas soluble y comenzará a formar burbujas. A medida que estas burbujas se expandan, su presión forzará el petróleo hacia el pozo y por tanto a la superficie. Esto es análogo a una lata de refresco en un caluroso día de verano. Si se sacude una lata de refresco violentamente antes de destaparla, el gas disuelto en el refresco, en este caso dióxido de carbono, se expandirá rápidamente formando grandes burbujas a medida que la presión es liberada y comenzará a arrojar espuma pegajosa sobre cualquier cosa a su alrededor. El gas soluble también es llamado gas arrastrado. Los pozos perforados en una acumulación de reservorio de empuje de gas soluble inicialmente pueden ser bombeados. La presión que será de un bajo nivel al principio, subirá al máximo y luego comenzará a descender otra vez. La cantidad del petróleo original en la acumulación que podrá ser recuperado variará de acuerdo con las propiedades físicas del petróleo propiamente y los métodos utilizados por el productor.

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Generalidades

Figura 25. Empuje por gas soluble del reservorio.

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Condiciones originales

Figura 26. Empuje de la capa de gas del reservorio.

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Generalidades

Condiciones originales

Figura 27. Conducción hidrostática del reservorio.

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Capa de gas Si no se perforan pozos para la producción del gas en una acumulación de empuje de capa de gas para drenar el gas presente en la culminación del reservorio, el gas continuará expandiéndose y empujará hacia abajo el petróleo. Esta misma energía también empuja al petróleo hacia arriba en los pozos perforados en las zonas petrolíferas. Puesto que hay más energía presente que en cualquier otro empuje de reservorio, la producción es más estable y no declinará tan rápidamente. Además, dependiendo de cuál sea el tamaño de la capa original de gas, generalmente tendrá una larga vida de flujo. Aunque la presión del reservorio continuará declinando, lo hará lentamente y la relación gas/aceite continuará ascendiendo. Además, la gran energía disponible para el empuje hará que la recuperación de petróleo inicial llegue a ser el doble de aquella obtenida de un reservorio de gas soluble. Conducción por agua Ni en una conducción por empuje de capa de gas, ni en la del tipo de reservorio de empuje de gas habrá una cantidad apreciable de producción de agua a menos que ésta provenga de pozos perforados alrededor de los bordes de la acumulación. Es un reservorio de empuje de agua o conducción hidrostática, sin embargo, el agua provee la energía para el empuje. Esto puede ocurrir tanto en una conducción hidrostática de fondo o en una situación de conducción de aguas marginales. En cualquier caso el agua está presionando contra el petróleo. A medida que éste es producido o removido, el agua entra a llenar el espacio en la roca. La conducción de aguas marginales se presenta por lo general cuando la acumulación de petróleo es relativamente delgada, llenando por completo la formación y ésta está circundada por agua. Un pozo perforado en la parte superior de una formación entrará dentro de la zona de petróleo. Sin embargo, se producirá agua de los pozos perforados en la periferia. Como lo indica su nombre, la conducción hidrostática de fondo ocurre cuando el petróleo está acumulado en un área más gruesa, la que a su vez 82

Generalidades

tiene agua por debajo de la misma y la que hace presión hacia la superficie. La conducción de aguas marginales se considera como más eficiente que la conducción hidrostática de fondo. Los pozos de empuje de agua son generalmente considerados como grado-sensitivos, pues dependen de la razón acuífera misma. Esto quiere decir que puede retirarse el petróleo a una razón mayor que el agua que puede fluir para ocupar el espacio vacante dejado por el petróleo, manteniendo así la presión del reservorio. Si esto ocurre, la presión del agua declina y el pozo puede llegar a ser una combinación: parte de conducción hidrostática y parte de conducción por agotamiento. Si ocurre una sobreproducción, el efecto del agua será tan ligero como para dar al pozo la característica de un pozo de conducción por agotamiento. Generalmente hablando, la presión permanecerá alta mientras que el petróleo removido es reemplazado con un volumen igual de agua y en cuanto la presión permanezca alta, la relación gas/aceite será baja, puesto que casi no habrá gas libre en el reservorio. Si se mantiene una presión alta, el pozo continuará fluyendo hasta que el petróleo se agote y producirá finalmente sólo agua. Al principio llegará poca agua hasta la superficie y esta cantidad se incrementará gradualmente durante la vida productiva del pozo. Puesto que el agua es más eficaz que el gas en el desplazamiento del petróleo de la roca, el grado anticipado de recuperación es considerablemente más alto para un pozo de conducción hidrostática. Hasta el 75% del petróleo en sitio puede ser recuperado comparado con el 40% para una conducción de capa de gas y 25% al 30% para la conducción de gas soluble. Las combinaciones de conducción de agua y la conducción de capa de gas pueden darse naturalmente y algunos pozos fluyen por conducción de gravedad. Esto ocurre cuando el pozo es perforado en un punto más bajo que las áreas circundantes de la formación productora y el petróleo drena hacia abajo, en dirección al pozo. Dicha conducción por gravedad o empuje de drenaje de pozos ofrece recuperación excelente si el reservorio fluye agudamente hacia abajo, donde se localiza el pozo y la roca reservorio es altamente permeable. Hoy en día existen muchos métodos para optimizar la recuperación del petróleo de un reservorio después de que la conducción natural ha declinado.

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Economía de los reservorios Como la economía es la principal razón para la localización y la explotación de un reservorio, deben tenerse algunas ideas disponibles de cuánto petróleo y gas pudieran contener, antes de perforar cualquier pozo y obtener producción. El petróleo y el gas todavía en el subsuelo, sin descubrir, son considerados como reservas. Las reservas estimadas son aquellas encontradas en reservorios o yacimientos, las cuales no han sido evaluadas o producidas. Las reservas probadas son aquellas que sabemos que existen en los reservorios en producción. Mediante pruebas de producción y mediciones o cálculos se puede determinar la cantidad de fluidos presentes en un reservorio. Determinación de los fluidos en un reservorio

Los siguientes factores son necesarios para determinar los fluidos en sitio en un reservorio dado, así como también el porcentaje de cada uno: Acre/Pie (ac-ft) = el número de acres que cubre el reservorio multiplicado por el espesor en pies. Barril (bbl) = 42 U.S. galones o 5.61 pies3 Acre/Pie = 43 560 pies2 (43 560 + 5.61 = 7 764) h = A = ø = So = Sw = Sg =

Amplitud del reservorio expresado en pies Área del reservorio en acres Porosidad (en porcentaje) Saturación de petróleo Saturación de agua Saturación de gas

Para determinar barriles de petróleo en sitio 7 764 x h x A x ø x So Para determinar barriles de agua en sitio 7 764 x h x A x ø x Sw Para determinar pies cúbico de gas 7 764 x h x A x F x Sg x 5.61 84

Generalidades

Ejemplo:

7 764 x 20 pies x 640 acres x 0.20 porosidad x 0.10 saturación de petróleo en sitio = 1 987 584 barriles de petróleo en sitio. Nota: la cantidad total de fluidos presentes (So + Sg + Sw) siempre iguala al 100%. Los porcentajes reales de cada una son determinados por pruebas, tales como los "corazones" o núcleos. Si dos de los tres parámetros son conocidos, entonces el tercero puede ser fácilmente determinado. Por ejemplo: si Sg = 10% y Sw = 20%, entonces Sø debe ser igual al 70% (100% menos 30% (10% más 20%), igual a 70%). Debe recordarse que no todos estos barriles de petróleo pueden ser actualmente recuperados. Para determinar la reserva recuperable, otros factores como la presión, viscosidad y permeabilidad deben ser tomados en cuenta. Y hasta entonces, sólo una porción del petróleo en sitio puede ser removida durante la fase de producción inicial de la vida del reservorio. OPERACIONESPETROLERASCOSTAAFUERA Durante los últimos 20 años, se han desarrollado dos categorías mayores de plataformas fijas: el tipo de plantilla de acero abrió camino en el Golfo de México. Por su parte, el tipo de concreto por gravedad fue desarrollado primero para el Mar del Norte. El tercer tipo de plataforma fija que se está desarrollando ahora es el de pierna de tensión. Es de gran ayuda que los cables estén fuertemente sujetos para sostener la estructura flotante en posición fija. El número de plataformas costa afuera en las bahías, golfos y océanos del mundo actualmente se acerca a 10 000. Como un antecedente a toda esta actividad, veremos una breve descripción de las operaciones de petróleo costa afuera. El tema es muy extenso, empezando con la geología y el uso de la geofísica para evaluar los potenciales de impregnación de aceite en los estratos dentro del suelo, bajo el fondo del océano y terminando con la transportación de aceite desde el sitio de producción de costa afuera hasta la localización en tierra. 85

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Las operaciones petroleras conducidas costa afuera se dividen en 5 áreas principales: exploración, perforación de exploración, desarrollo de perforación, operaciones de producción y transportación. Exploración Esta fase consiste en tratar de localizar la impregnación de aceite en los estratos dentro del suelo, bajo el fondo del océano. Geólogos y geofísicos son responsables de esta actividad. La geología es la ciencia que estudia las rocas. El geólogo estudia y explora las formaciones de la superficie de la Tierra mediante la perforación y la obtención de núcleos de suelo, que describen la geometría de las fallas y estratos terrestres. El geofísico usa métodos de información remota, reuniendo exploración sísmica e instrumentación para medir campos de gravedad, para hacer interpretaciones acerca de la posible presencia de impregnación de aceite en los estratos. Dentro de un área designada del océano, los geofísicos realizan estudios sísmicos desde barcos especialmente equipados, trazando sistemáticamente la tierra debajo del océano. Cuando se encuentra un área favorable, los núcleos son perforados desde los barcos. Estos barcos especializados pueden permanecer posicionados dinámicamente en locación y perforar en mares con olas de 9 m (30 pies) y profundidades que se acercan a los 1 200 m (4 000 pies). Perforación

exploratoria

Una vez que se decide que un área puede contener impregnación de aceite en los estratos, se debe perforar un pozo de exploración para confirmar o negar la presencia de hidrocarburos. Esta formación puede producir gas en vez de aceite, o ambos. Los pozos exploratorios son perforados con una torre móvil de perforación, montada en un barco o desde una plataforma móvil. Como se tratará en este libro, las grandes plataformas estacionarias independientes no son usadas para la perforación exploratoria. La plataforma móvil autoelevable es usada en aguas profundas de 15-76 m (50-250 pies). En aguas con poca profundidad, menos de 15 m (50 pies), se utiliza una unidad sumergible. El equipo sumergible es remolcado a su ubicación, inundado y con restos de suelo del océano durante la perforación. La 86

Generalidades

plataforma móvil autoelevable flota hasta su ubicación con sus piernas elevadas en el aire. Ya en ubicación, las piernas son introducidas dentro del agua, hasta penetrar en el lodo del piso del océano. La barcaza eleva gradualmente la cubierta y la torre sobre el agua. Para la perforación exploratoria de los pozos dentro del agua con una profundidad de 76 m (250 pies) se utilizan las torres de perforación flotantes. Éstas son clasificadas como semisumergibles o embarcaciones tipo planas con casco de acero. El semisumergible tiene abierta su estructura, en la cual las olas pueden pasar a través de ella con facilidad. Después de llegar a locación, el semisumergible es inundado a una profundidad trazada; así es que aunque esté flotando forma una plataforma sumamente estable para perforar. El casco puede ser movido de un sitio de perforación a otro con más facilidad que incluso el semisumergible, excepto la barcaza de lanzamiento en mares ligeramente altos, causando más tiempo de posicionamiento que el semisumergible. Desarrollo

de

perforación

El desarrollo de perforación es el proceso de perforar cavidades en las acumulaciones conocidas de aceite para que las reservas de aceite puedan explotarse de la manera más aprovechable. Generalmente el desarrollo de perforación se hace desde una plataforma independiente. La plataforma es de un tamaño adecuado para contener todo el equipo y suministros necesarios. El desarrollo eficiente de perforación requiere que muchos pozos sean perforados desde una locación en superficie usando perforación direccional. Esta forma de perforación ofrece la gran ventaja de tener el flujo de muchos pozos para converger en una superficie en locación para el tratamiento y almacenamiento para su embarque a la costa. Las primeras plataformas independientes permitían la perforación de 810 pozos; diseños actuales permiten la perforación de 32-40 pozos desde una sola plataforma. Como veremos posteriormente, la plataforma Cognac ha sido diseñada para perforar 62 pozos.

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Mientras el número de cubiertas y la ubicación del equipo sobre las cubiertas de una plataforma independiente varían de una plataforma a otra, usualmente el nivel más bajo es en el que se encuentran las unidades de cemento y la reserva de lodo de perforación. En la cubierta intermedia se aloja la energía eléctrica, el equipo de bombeo y el equipo de procesamiento primario, y la cubierta superior soporta las viviendas, la torre de perforación y las comunicaciones No todo el desarrollo de perforación se hace desde las plataformas independientes. En aguas con profundidades de 15 m (50 pies) puede usarse una unidad de perforación móvil para perforar el pozo, y se pondrá alrededor y por encima del pozo una cubierta protectora para protegerlo de las fuerzas del medio ambiente. La cubierta protectora también sirve como un lugar para permitir la fluidez de la producción. Otro método de desarrollo de perforación usa un bote trasbordador y una plataforma de tipo trasbordador flexible. La plataforma de tipo trasbordador es suficientemente grande para soportar la grúa de perforación y su equipo de energía auxiliar. El alojamiento del equipo de perforación, el lodo de la perforación y otros suministros se localizan en un barco de suministros anclado a un lado de la plataforma. Producción y transporte del producto Una vez completado el desarrollo de perforación comienza la producción del pozo. En aguas profundas, el equipo de producción y proceso se pone en la misma plataforma independiente usada para el desarrollo de la perforación. En aguas poco profundas, las plataformas de perforación normalmente son bastante pequeñas y de este modo son convertidas en plataformas protectoras de pozos cuando comienza la producción. Se construye una plataforma separada adyacente a la plataforma de protectores de pozos para el equipo de proceso o de tratamiento. El almacenamiento de petróleo es el interés principal de las operaciones costa afuera. Frecuentemente, después de que se completa toda la perforación, la plataforma de perforación (si es suficientemente grande) se vuelve una plataforma protectora del pozo y de almacenamiento. Los grandes tanques de almacenamiento de petróleo tienen un rango de capacidad de los 10 000 a los 30 000 barriles. Si la plataforma está en 88

Generalidades

aguas poco profundas, el petróleo es transportado a la costa por lanchas o tuberías. A menudo, en aguas más profundas un buque tanque está anclado al lado de la plataforma de tratamiento y sirve para almacenamiento, así como para transporte, o bien el petróleo debe ser transferido a un segundo tanque para llevarlo a la costa para evitar elevar las anclas. Transportación de los trabajadores La transportación de los trabajadores es uno de los problemas básicos asociados con las operaciones costa afuera. El transporte se efectúa ya sea por barcos o helicópteros. Los barcos de transporte de alta velocidad transportan a las tripulaciones cuando el tiempo es asequible y la distancia es de menos de 80 km (50 millas). Los helicópteros transportan tripulaciones y otro tipo de personal cuando las distancias son largas y/o cuando el tiempo es importante. La transportación del equipo de plataformas costa afuera se efectúa con barcos de trabajo. Estos barcos generalmente son de 9 m (30 pies) de ancho y 43 m (140 pies) de largo: son versátiles, de gran poder, y parte esencial en las operaciones costa afuera. De este modo, todas las plataformas deben ser provistas con cables de amarre, defensas, grúas, escaleras, etc., para usarse con barcos de trabajo y barcos de tripulación. HISTORIA DE LAS PRIMERAS PLATAFORMAS El comienzo La industria del petróleo empezó fuera de la costa de California a finales de 1890. H.L. Williams compró una propiedad en la costa de California con importantes depósitos de petróleo ubicados debajo de ésta. En 1887 H.L. Williams completó sus primeros pozos en la costa cerca de la playa. La evidencia de bolsas de gas en la playa permitió a Williams creer que podrían encontrarse depósitos de aceite costa afuera. La operación en tierra se extendió sobre el agua por medio de un muelle y en 1887 fue perforado el primer pozo dentro del agua. Once muelles fueron construi 89

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dos y en 1900 la perforación fue dirigida al agua a 150 m (500 pies) de la línea de la costa. La figura 28 muestra cómo se veían estos primeros campos marinos de petróleo en 1903 en Summerland, en el condado de Santa Bárbara. En 1909 o 1910, los pozos fueron perforados en Ferry Lake en Caddo Padish, Louisiana. Se montaron torres de madera sobre plataformas de madera, construidas sobre pilotes de

Figura 28. Campo petrolero en Summerland, California, el primer campo marino petrolero desarrollado en EUA.

Figura 29. Vista del campo petrolero Lago Maracaibo en 1930. 90

árbol de ciprés. En 1922 se descubrió petróleo bajo las aguas del Lago Maracaibo, Venezuela. La perforación dio inicio desde plataformas de madera erigidas en el agua con poca profundidad en el interior de este lago. Durante 1930, el lago era un agrupamiento denso de plataformas de perforación y producción, como se muestra en la figura 29. Las líneas de transmisión debajo del agua (oleoductos) fueron usadas para transportar aceite crudo a la orilla del lago. El desarrollo de petróleo en y alrededor del Lago

Generalidades

Maracaibo ha sido intenso. Se estima que a la fecha existen más de 6 000 plataformas. La compañía Signal Oil and Gas fue la que abrió camino en el desarrollo de la costa de California. Alrededor de 1930, la compañía estaba perforando pozos en la zona de mareas en Elwood, California, y en 1938 empezó la perforación en el área de la dársena de ciaboga del puerto de Long Beach. La perforación marina en el Golfo de México empezó en los años treinta con pozos puestos en los pantanos y áreas pantanosas de Louisiana. Se usaron plataformas de madera y se dragaron canales para que las barcazas del suministro pudieran alcanzar los sitios de perforación. El primer intento para perforar en el Golfo fue en 1933, fuera de Creole en Cameron Parish, Louisiana. Se construyó una plataforma de madera en 3.5 m (12 pies) de agua, 915 m (3 000 pies) costa afuera. En los años treinta se suprimió notablemente el desarrollo, debido a la inaccesibilidad de las áreas de producción, pero pronto las calesas del pantano y la nueva carretera abrió camino a los geofísicos y sus equipos para conducir investigaciones geofísicas. En 1937 se encontró la evidencia de formaciones de estratos de petróleo al oeste del pueblo de Creole, con indicaciones que el hallazgo se extendía fuera del Golfo. Las compañías Superior Oil y Pure Oil arrendaron la propiedad (7 000 acres dentro de la costa y 33 000 acres mar adentro), y comisionaron a Brown & Root, Inc. para diseñar una plataforma para ser puesta en 4.3 m (14 pies) de agua, aproximadamente a una milla (1.6 km) del litoral. La plataforma se diseñó haciendo hincapié en la habilidad de resistir grandes mareas y huracanes. Esta plataforma fue la primera en ser construida en el Golfo en un área remota de la orilla. Se construyó de pilotes de madera y tenía una base de 30 x 90 m (100 x 300 pies), desde la cual fue realizada la perforación convencional de suelo. El pozo empezó a producir en la primavera de 1938, dando como resultado la apertura del Campo Creole. A principios de 1938, aproximadamente a 1.6 km (una milla) costa afuera de la playa de McFaddin, Texas, una plataforma de madera de 15 x 27 m (50 x 90 pies) fue construida en el agua aproximadamente a una profundidad de 3 - 4.5 m (10 - 15 pies). Esta plataforma se muestra 91

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en las figuras 30 y 31. Observemos que los pilotes de madera y los grupos de pilotes sin procesar se usaron como defensa de atracadero. Aproximadamente 25 pozos fueron taladrados desde los pilotes de cimentación costa afuera en el Golfo de 1937 a 1942. Estas operaciones costa afuera demostraron las dificultades que tenían que ser superadas si continuaban perforando más allá de la línea costera con efi-

Figura 31. Vista completa de una plataforma de madera, en McFaddin, Texas, en 1938.

Figura 30. Vista cercana de una plataforma de madera, una milla costa afuera de la playa de McFaddin, Texas, en 1938.

ciencia. Ninguna de las compañías petroleras o de servicio industrial se prepararon para operaciones costa afuera. La base de suministros más cercana al primer operador de Creole se encontraba a 21 km (13 millas) de camino de Cameron, Louisiana. Debido a la falta de disponibilidad de radio, todas las órdenes de equipo tenían que ser despachadas con el primer barco que iba a la costa. Todo el equipo pesado tenía que ser transportado en las plataformas de las barcazas, tirado por botes camaroneros, y las tripulaciones de perforación eran transportadas en cada cambio por botes camaroneros de fondo redondo. Cuando aparecía la niebla, el equipo sólo podía ser localizado apagando los artefactos de la nave y escuchando el funcionamien92

Generalidades

to del equipo. También había problemas por el oleaje marino y el daño de los huracanes. El boom de la posguerra La Segunda Guerra Mundial trajo una suspensión temporal al desarrollo costa afuera, pero los adelantos en tecnología, como resultado de la guerra, permitieron a la industria obtener un dominio firme en un futuro próspero. En 1946, la compañía petrolera Magnolia (Mobil Oil, Co.) construyó una plataforma en 4.3 m (14 pies) de agua y aproximadamente 8 km (5 millas) costa afuera. Aunque todavía estaba dentro de la vista de la tierra, fue la primera operación llevada a cabo lejos de la costa. La plataforma era de 53 x 23 m (174 x 77 pies) y se levantó 5.8 m (19 pies) sobre el nivel de la marea alta. La construcción se hizo completamente en el sitio y tomó alrededor de 60 días. Un total de 338 pilotes de acero soportaron la torre de perforación. Las comunicaciones se mantuvieron por radio. Los trabajadores se alojaron en un barco anclado en la isla Eugene, Louisiana. Se usaron dos barcos de tripulación para el transporte continuo entre la plataforma y el cuarto de alojamiento. La plataforma fue diseñada para resistir vientos de huracán de (150 mph) 67 m/s y una altura de ola máxima de 5.5 m (18 pies) . Este equipo fue el primero en mantener la perforación de tres pozos por el montaje de la torre de perforación sobre patines. También presentó el primer uso de pilotes de acero, y desde este momento los pilotes de madera pasaron a ser cosa del pasado. El implacable ataque por el teredo o polilla dio como resultado una pérdida de confianza en el uso de pilotes de madera. Aunque el pozo Magnolia resultó ser un agujero seco, representó el primer esfuerzo mayor para perforar en aguas lejos de la costa en el Golfo de México. En 1947 se construyeron plataformas que llegaron a ser el diseño estándar durante muchos años. La compañía Superior Oil hizo un cambio radical en el diseño de la plataforma para que pudiera operar a 29 km (18 millas) costa afuera en 6 m ( 20 pies ) de agua. El tamaño total de la plataforma era de 53 m ( 173 pies ) de largo por 33 m ( 108 pies ) de ancho. Era 93

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un sistema completamente autónomo e incluía equipo de perforación, equipo, soportes de tubería y todas las instalaciones de apoyo. Las habitaciones estaban en una plataforma aparte conectada a la plataforma de perforación por un puente (ver figura 32). El nuevo diseño fue denominado de 6 plantillas de acero o jackets, fabricadas Figura 32. Plataforma en Vermilion Block 71 en la costa y llevadas al sitio en el Golfo de México, por una barcaza. Estas plade la Superior Oil Company en 1947. taformas fueron introducidas al agua por una grúa y llevadas hasta el fondo usando 268 pilotes de 20 y 25 cm (8 y 10 pulgadas) de acero introducidos a través de las piernas de la subestructura. El término "plataforma" deriva del hecho de que las piernas de la subestructura sirven como guía de los pilotes tubulares. Este método de construcción permitió completar el posicionamiento de la estructura en el agua en 9 días, en oposición a los 2 meses de tiempo de instalación del método común de la construcción en sitio. El nuevo diseño también permitió el uso de refuerzos por debajo de la línea del agua. Las plataformas de tipo antiguo sólo se aseguraron sobre la línea del agua, lo que proporcionó una resistencia lateral muy limitada al impacto de la fuerza del oleaje; antes el aseguramiento sobre el agua había sido suficiente debido a la profundidad del agua. Este nuevo método de construcción permitió poner las plataformas en aguas mucho más profundas. El verano de 1947, en el Golfo de México vio la construcción de una plataforma mucho más pequeña de 250 m2 (2 700 pies2) de área, lo contrario de las primeras plataformas 1 850-2 780 m2 (20-30 000 pies2). Esta estructura fue colocada en 5.5 m (18 pies) en el agua y a 17 km (10.5 millas) costa afuera. La plataforma sostuvo la torre de perforación y 94

Generalidades

alguna maquinaria básica y estaba acompañada por un buque LST modificado, desecho de guerra, que alojaba camarotes, así como también suministros y otros equipos necesarios. La plataforma pequeña de perforación, junto con el sistema de la barcaza trasbordadora, se volvió muy popular debido a la gran reducción en costos de la construcción. El 9 de septiembre de 1947, este pozo se convirtió en el primero costa afuera en empezar su producción. Diez días más tarde entró el huracán más fuerte de la temporada, produciendo vientos mayores a los 40 m/s (90 mph) en la plataforma. Todo sobrevivió, y el primer gran depósito de petróleo en mar abierto y sin protección comenzó a producir. La producción costa afuera fue significativamente obstaculizada por la falta de equipo de soporte, pero el crecimiento obvio de un nuevo campo de petróleo permitió el desarrollo y la construcción de un mejor equipo, hecho especialmente para el trabajo costa afuera. En 1949 fue encargado el primer diseño de barcaza grúa para trabajo costa afuera. Los diámetros de los pilotes aumentaron, y se diseñaron grúas de poco peso para el uso costa afuera. Como resultado, los diseños fueron mejorados. Las plataformas tenían menos pilotes, pero con el diámetro más grande, y había más espacio en el cruce de las vigas. A mediados del año 1950, el tamaño promedio del pilote era de 76 cm (30 pulgadas) de diámetro exterior (OD). En 1969, el tamaño promedio del pilote se incrementó a 122 cm (48 pulgadas) OD. Los primeros pilotes tenían un espesor muy delgado de pared de 9.5 mm (3/8 pulgadas). Todavía en 1969, las variaciones de espesor en las paredes eran comunes, y la pared más pesada estaba en la línea del lodo. El espesor de la pared era de 16 mm (5/8 pulgadas) a 32 mm (1.25 pulgadas) aproximadamente. En mayo de 1949 había 10 plataformas costa afuera en el Golfo de México y 25 plataformas ligeras. Más tarde, en ese año, un huracán atravesó el Golfo de Texas, arrastrando y causando daños mayores a una plataforma, y daño menor a una plataforma ligera. Este evento provocó una revaloración del diseño de los parámetros en ese momento. El desarrollo de las unidades móviles de perforación data aproximadamente de 1949. En ese año, solamente había una plataforma montada en una barcaza, capaz de perforar dentro del agua a una profundidad de 6 m (20 pies). 95

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En 1950 la construcción apreciable en áreas del Golfo de México costa afuera era escasa debido a una controversia con el Gobierno federal sobre el título de propiedad costa afuera. Esta disputa se resolvió en 1953 por el Submerged Lands Act (Acto de Tierras Sumergidas). Desde ese momento, la construcción en el Golfo de México tuvo un extraordinario avance. En 1955 la primera plataforma a 30 m (100 pies) por encima del agua estaba en funcionamiento, con un tamaño de cubierta de 67 x 32 m (220 x 106 pies). Esta nueva plataforma, construida por la Shell Oil Company, introdujo pilotes de faldón. El apuntalamiento del nivel de trabajo consistía de 3 subestructuras de 8 pilotes cada una (ver figura 33). Todas las piezas de la superestructura y las subestructuras fueron instaladas elevándolas para colocarlas en posición vertical en las barcazas de transportación con una grúa de 250 ton. Cada subestructura fue fabricada aparte, colocada dentro del agua, rotada hacia posición vertical y entonces colocada en una barcaza para transportarla al sitio. En 1956 comenzó una cuidadosa consideración del tamaño de cubierta, a través de un diseño nuevo de una plataforma compacta. El área necesaria de la cubierta se redujo a un tamaño promedio de 33 x 43 m (110 x 140 pies). En 1957 se introdujo un nuevo tipo de barcaza que permitió el lanzamiento controlado de la subestructura, eliminando la necesidad de una barcaza grúa para el lanzamiento. Este desarrollo permitió una reducción significante en el tiempo de instalación. Desde ese año, muchas subestructuras Figura 33. Plataforma en Grand Isle fueron transportadas en en el Golfo de México, barcazas en posición horizontal de la Shell Oil Company en 1955. y rotadas en posición vertical 96

Generalidades

solamente después de ser lanzadas desde el extremo de la barcaza hacia o cerca de la posición costa afuera. En 1959 una plataforma se había instalado en el Golfo de México en más de 60 m (200 pies) de agua, y más de 200 plataformas fueron puestas en el Golfo. A principios de 1960, se vio el desarrollo de una estructura compacta. Por la reducción de la cantidad de suministros a bordo y el rediseño para reducir espacio, fue diseñada una plataforma independiente para poder operar con un tamaño de cubierta de 20 x 36 m (66 x 118 pies). Las plataformas continuaron entrando en aguas más y más profundas. En 1965 una plataforma se puso a 87 m (285 pies) de agua, y en 1965 se puso otra a 104 m (340 pies) de agua. A principios de 1970, la compañía Shell Oil instaló en el Golfo una plataforma en el agua a 114 m (373 pies), y la Corporación Tenneco, también instaló una plataforma en el agua, costa afuera de Louisiana a 114 m (375 pies). Esta plataforma tiene más de 122 m (400 pies) de altura y pesa más de 7 256 toneladas (8 000 tons). Recientemente, la compañía Shell Oil instaló una plataforma en el agua a 310 m (1 020 pies) en la pendiente continental, diferente de la plataforma continental a 160 km (100 millas) del sureste de New Orleans, Louisiana. Canal de Santa Bárbara, California En los años siguientes a la Segunda Guerra Mundial, la evolución de la perforación costa afuera de California desarrolló en mucho el mismo estilo que en el Golfo de México. Como las plataformas fueron puestas en aguas profundas, llegaron a ser más complejas en sus requerimientos funcionales y configuraciones estructurales. Para ilustrar el desarrollo en el canal de Santa Bárbara, se describen 2 plataformas construidas con 10 años de intervalo. La primera plataforma, construida en 1966, fue una asociación entre la compañía Mobil Oil y la compañía Atlantic Richfield. La plataforma de 8 pilotes o plataforma tipo jacket se localizaba aproximadamente a 4 km (2.5 millas) al suroeste de Goleta, California, en 64 m (211 pies) de agua, y se le dio el nombre de Holly. Fue diseñada como una plataforma de 97

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producción y pozo de perforación. La figura 34 muestra un boceto de la estructura y la figura 35 es un cuadro de cómo se ve la plataforma terminada. El estado de desarrollo dentro de la industria costa afuera en ese tiempo se refleja en la siguiente cita: "El agua relativamente profunda y la multiplicidad de pozos requirieron una estructura de dimensiones regulares, que subsecuentemente demostraron ser un desafío a la ingeniosidad de los diseñadores y constructores, debido a las limitaciones de la disponibilidad del equipo de construcción". Por razones económicas, la plataforma se fabricó en un patio de construcción en

Figura 34. Subestructura tipo jacket llamada Holly.

el Golfo de México y los componentes completados fueron remolcados a más de 6 400 km (4 000 millas) costa afuera vía el Canal de Panamá. La plataforma Holly tenía 2 cubiertas, una de producción de 18 x 35 m (60 x 100 pies) a una elevación de 12 m (38 pies) sobre el nivel medio más bajo del agua, y una de perforación de 24 x 38 m (80 x 125 pies) a una elevación de 18.3 m (60 pies) sobre el nivel medio más bajo del agua. Las cubiertas se fabricaron de placas de acero sólido puestas encima de vigas con bridas apoyadas en bragueros tubulares. Sobre la cu-

Figura 35. Vista aérea de Holly. 98

Generalidades

bierta de perforación se localiza un helipuerto de 14 m2 (45 pies2) a una elevación de 24 m (80 pies). Este helipuerto podía alojar un helicóptero de 10 pasajeros. Se proporcionaron 2 lanchas de desembarque. Cada plataforma de desembarque tenía 3 niveles con una diferencia de elevación de 1.1 m (3.5 pies) para permitir un rango de elevación de marea de 2.4 m (8 pies). Los 8 pilotes de 0.9 m (36 pulgadas) de OD fueron conducidos a una penetración promedio de más de 31 m (100 pies). Cinco tuberías de 15 cm (6 pulgadas) fueron puestas en posición horizontal en el suelo del océano para transferir el petróleo crudo producido a las instalaciones de la costa. Las cubiertas para las plataformas del tamaño de Holly son instaladas de una de las dos maneras. Las cubiertas de Holly se dividieron en 9 segmentos para que ningún segmento pesara más de (100 tons) 90 toneladas, y los segmentos eran elevados para su colocación con una grúa barcaza de 90 toneladas (100 tons). La estructura de la cubierta podía estar cortada en 4 o 5 segmentos y elevados a su sitio con una grúa barcaza de 227 toneladas (250 tons). Mientras que la capacidad de las grúas barcazas para elevación de 227 toneladas (250 tons) estaba disponible, la decisión de usar las de 90 toneladas (100 tons)se basó en que era más bajo el arrendamiento diario de la grúa barcaza pequeña. La plataforma Exxon de 259 m (850 pies) fue instalada en 1976 en el canal de Santa Bárbara, California. Se localiza aproximadamente a 40 km (25 millas) al oeste de la ciudad de Santa Bárbara, alrededor de 8 km (5 millas) costa afuera en 259 m (850 pies) de agua. Es un excelente ejemplo de una plataforma independiente en aguas profundas porque combina las actividades de perforación y producción con la vivienda de la tripulación. El diseño fue hecho para perforar 28 pozos. El nombre de esta plataforma es Hondo. Esta plataforma, típica de las plataformas a lo largo de la costa de California, fue diseñada principalmente para resistir terremotos. Los tres requisitos básicos fueron: 1) resistir todas las cargas esperadas durante la fabricación, transporte e instalación; 2) resistir las cargas que son el re

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sultado de las tormentas severas y terremotos; 3) el funcionamiento seguro combinando perforación, producción y las facilidades de vivienda. El criterio específico era: 1) evitar el daño estructural cuando estaba sujeto a un terremoto representado por una aceleración de tierra de 0.25 g; 2) para estar seguro contra el derrumbamiento cuando está sujeto a un terremoto representado por una aceleración de tierra de 0.5 g; 3) para resistir sin pérdida de la integridad estructural plástica igual a 2.0 veces la deformación provocada por la aceleración que produce el terremoto de 0.25 o la deformación de 1.5 veces generada por el terremoto de 0.5 g. La condición de diseño para mal tiempo fue establecida para periodos de retorno de 400 años. Específicamente la altura de ola de tormenta era de 13.4 m (44 pies) hasta la cresta, la marea de tormenta era de 2.4 m (8 pies) y la velocidad de viento de tormenta era de 45 m/s (100 mph) . La figura 36 muestra el boceto de la elevación de las muestras de la subestructura. La figura 37 muestra la estructura completa de la cubierta. Los segmentos de la cubierta fueron instalados en 5 elevaciones con una grúa

Figura 36. Plataforma de 850 pies en el Canal de Santa Barbara de la Exxon Company. 100

Generalidades

barcaza de 454 toneladas (500 tons). Hay tres niveles de cubiertas de 26.2 x 51.8 m (86 x 170 pies) cada uno, y un botavara acampanado de 67 m (220 pies) de largo. Las 8 piernas de la subestructura fueron montadas en posición tipo X y reforzadas diagonalmente. Además de los 8 pilotes de 1.2 m (48 Figura 37. Estructura de una torre de pulgadas) de OD, llevados a perforación de 850 pies en el Canal de Santa través de las piernas de la Barbara de la Exxon Company. subestructura, había 12 pilotes de faldón de 1.4m (54 pulgadas) de OD, 4 en cada lado y 2 en cada extremo de la subestructura (ver figura 36). La subestructura se fabricó en 2 secciones, para que pudiera transportarse en barcazas de no más de 137m (450 pies). Después de alcanzar el sitio costa afuera y ser lanzadas desde los extremos de las barcazas, las 2 piezas de la subestructura fueron reunidas en el agua y unidas por soldadura. Los tubos de acceso preinstalados permitieron entrar a los soldadores al hábitat secado y hacer la penetración total en las ranuras soldadas desde dentro de las piernas de la subestructura. La compañía British Petroleum Alrededor de 1950, mientras se llevaban a cabo los desarrollos mencionados previamente en el Golfo de México y en el Canal de Santa Bárbara, la compañía British Petroleum estaba comprometida en operaciones similares de exploración en Umm Shaif, costa afuera de Abu Dhabi, en el Golfo Pérsico. Aquí, como en el Golfo de México, la perforación tenía lugar en aguas profundas a menos de 30 m (100 pies), y los problemas de tecnología costa afuera eran esencialmente los mismos. El funcionamiento de Umm Shaiff ha crecido firmemente durante los años. La figura 38 101

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muestra el complejo como estaba en 1976. En el primer plano hay una plataforma de potencia e inyección y tratamiento de agua. La plataforma habitacional se muestra a la derecha en la figura 38. El protector del pozo y las plataformas de proceso se muestran a distancia.

Figura 38. Complejo Petrolero en Umm Shaif en el Golfo Pérsico.

Reporte de accidentes en el Golfo de México En 1960 los huracanes en el Golfo de México motivaron una seria reevaluación en el criterio del diseño de la plataforma. El huracán Hilda causó olas con una altura de 13 m (42 pies) y ráfagas de viento de más de 89 m/s (200 mph), la tormenta de los 100 años que golpeó en 1964, destruyó 13 plataformas en el Golfo. El siguiente año otra tormenta de 100 años de probabilidad de repetición, el huracán Betsy, destruyó 3 plataformas y dañó muchas 102

Generalidades

otras. Esto empezó a evidenciar que la tormenta de diseño con periodo de retorno de 25 años que había sido usada en los primeros días era insuficiente para proteger las inversiones costa afuera. El razonamiento era: Si un racimo de plataformas diseñadas para una tormenta de 25 fueron colocadas en un área localizada del Golfo, las probabilidades en contra de su destrucción serían buenas, pero extendiendo las plataformas a lo largo del Golfo, las probabilidades de supervivencia para el mismo número de plataformas se reducía grandemente. Con la ocurrencia de 2 tormentas de los 100 años, los diseñadores abandonaron las condiciones de 25 años y 50 años y comenzaron diseñando para tormentas con un periodo de retorno de 100 años. Como resultado, las elevaciones de la plataforma aumentaron, y los miembros estructurales fueron más grandes, y se investigaron más estrechamente las juntas tubulares soldadas para altas presiones, localización de cargas estáticas y la conducta de fatiga. Es difícil reconstruir la historia de accidentes que involucran plataformas en el Golfo de México. El US Geological Survey ha compilado una lista de accidentes desde 1956. Esta lista consiste en 5 tablas extensas identificadas como sigue: 1. Rupturas. 2. Explosiones e incendios. 3. Tuberías rotas y goteras. 4. Incidentes de polución considerable. 5. Accidentes mayores. En cada tabla se da la ubicación, fechas, tipo de accidente, cómo se controló, volumen de aceite derramado, y la magnitud del daño. De acuerdo con la lista del US Geological Survery, 19 plataformas fueron completamente destruidas o se perdieron entre 1956 y diciembre de 1976, 10 de éstas como resultado de los huracanes de 1964 y 1965. Los artículos de revistas de la industria han descrito algunos huracanes del Golfo de México, ubicando en mapas las plataformas dañadas y elaborando breves informes de daños que evalúan las razones del fracaso.

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Entre 1956 y diciembre de 1976, un reporte del US Geological Survey enlista otros 13 casos en donde el daño estructural de las plataformas era extenso, aunque no estaban perdidas. Rupturas, es decir, flujo incontrolable de gas y/o petróleo de las cabezas de pozos y normalmente acompañado de fuego, eran con mucho la causa más común. Lloyd’s of London Press, Ltd. publica reportes semanales en forma de libro de todos los accidentes marinos. De estos reportes, se han extraído todos los incidentes que se relacionan con los equipos de perforación del periodo de enero de 1966 a diciembre de 1976. El reporte enlista nombre y tipo de equipo, nombre y tipo de incidente, fecha, ubicación, año de construcción, dueño, costo de reparación, lesiones, muertes y daño al ambiente. PLATAFORMAS, PASILLOS Y HELIPUERTOS Hay diversos tipos de plataformas de plantilla de acero. La economía controla la opción específica de plataforma que será puesta en alguna localización. En aguas profundas (400 pies o 122 m) todas las funciones se combinan en una estructura multinivel llamada plataforma autónoma (ver figuras 39 y 34). En aguas menos profundas es ventajoso separar las funciones y tener varias plataformas separadas. A continuación se presentan varias plataformas con propósitos especiales: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Plataformas de perforación y protección de pozos. Plataformas sencillas. Plataformas de plantilla autónomas. Plataformas de torre autónomas. Plataformas de producción. Plataformas habitacionales. Subestructura de quemador y torre de quemador. Plataformas auxiliares.

También se tratan pasillos y helipuertos.

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Generalidades

Figura 39. Plataforma autónoma típica del Mar del Norte, con pilotes de acero, para aguas con profundidades mayores a 400 pies. 105

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Plataformas de perforación Las plataformas construidas para proteger los tubos ascendentes en pozos productores en aguas poco profundas se llaman protectores de pozo o subestructuras de pozo. Normalmente una subestructura sirve para 1 a 4 pozos. Una plataforma semejante puede ser también una larga tubería o una estructura de plantilla atada a una rejilla abierta. Hay 2 tipos principales de subestructuras de pozo: la de tipo slip-over y la del tipo desarrollo. Ambas protegen el pozo (o pozos) de las colisiones de los barcos y las fuerzas del medio ambiente, y sirven de apoyo para ayudar a los dispositivos de navegación, equipos de medición para la calibración de metros, unidades de líneas de cable, pista para helicópteros, líneas de flujo ascendente y tubos conductores. El slip-over de la subestructura del pozo se usa para los pozos exploratorios en aguas con profundidades de 15-30 m (50-100 pies). La estructura de plantilla se maneja primero en el barro mientras se perfora el pozo. Esta estructura protege al pozo inicialmente y unos meses después de ser perforado, la subestructura se desliza encima de la estructura de plantilla. El slip-over del pozo de la subestructura es una estructura conformada de 4 piernas con una abertura en el lado izquierdo. Después de que se desliza alrededor de la tubería, se agregan refuerzos adicionales en el lado abierto. Normalmente la subestructura slip-over sirve para un pozo. Los pilotes son conducidos a través de las piernas de la subestructura en el fondo del océano para asegurar la unidad. La configuración de la subestructura del pozo puede acomodar varios pozos dependiendo de las condiciones del diseño. Este tipo de subestructura se instala antes de ser perforado. En aguas poco profundas, aproximadamente 4.5 m (15 pies), las embarcaciones exploratorias perforadoras móviles son pequeñas y la hendidura que permite a la embarcación ubicar al equipo de perforación encima de la subestructura del pozo es estrecha. Así, se usa una subestructura del pozo con un tamaño en el plano de aproximadamente 2.4 x 4.8 m (8 x 16 pies). Normalmente, tales subestructuras son para un pozo. En profundidades de agua de 4.5-14 m (1545 pies) por lo general se usa una subestructura para 4 pozos de 4.8 x 6 m (16 x 20 pies). En esta profundidad de agua, la amplitud de la ranura en el barco de perforación aún puede ser un 106

Generalidades

factor limitante en el tamaño de la subestructura. En profundidades de agua de 14-31 m (45-100 pies) la subestructura del pozo va de 1.9 a 2.8 m2 (20 a 30 pies2). Los equipos móviles de perforación para tales profundidades de agua son grandes y el tamaño de la ranura no es una limitación. Para profundidades de agua de más de 31 m (100 pies), empieza a ser más complicada la perforación y las plataformas de protección de pozo. Por ejemplo, si se ha decidido poner el alojamiento en una plataforma y el quipo de procesamiento o tratamiento en otra plataforma, la de perforación puede ser soportada por una subestructura con sólo 4 piernas (pilotes) (ver figura 40). Durante la fase de perforación, esta plataforma contiene la grúa y la subestructura, el lodo y agua de la perforación, combustible, tanques de almacenamiento de lodo y agua, planta de poder primaria, y varias bombas. Usualmente las bombas son montadas en un solo patín, como un paquete de bombas.

Figura 40. Subestructura de perforación con cuatro piernas. 107

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El peso total del equipo de perforación oscila entre 3 000-4 000 kips (un kip es igual a 1 000 libras), o 13.4 x 106N-17.8 x 106N. Los pesos de algunos componentes son:

Después de que han sido perforados los pozos (normalmente de 4 a 9) y es removido el equipo de perforación, se instalan otros equipos para que la plataforma pueda proteger al pozo mientras está produciendo petróleo crudo. El nuevo equipo consiste en árboles de válvulas en los pozos, un tubo colector de gases para recolectar la producción del pozo y que éste pueda ir a una plataforma de procesamiento o tratamiento en una tubería de alrededor de 108

Generalidades

152 mm (6 pulgadas) de diámetro, equipo de seguridad contra incendios, señales luminosas de navegación y sistema de destrucción de pozo. Un sistema de destrucción de pozo controla un pozo fuera de control. El control del pozo se realiza por bombeo de lodo y salmuera hacia abajo en el pozo. El peso de la columna del fluido (lodo) es más grande que la fuerza ascendente del petróleo crudo debido a la presión en el yacimiento. Un sistema de destrucción de pozo consiste en un tanque de almacenamiento de lodo, una bomba de lodo que trabaja con diesel y un tanque de almacenamiento de salmuera. También existen tanques fabricados para mezclas de salmuera y para mezclar compuestos químicos para el lodo. Plataformas

sencillas

Las plataformas sencillas no son tan comúnmente usadas en la actualidad como lo eran hace 20 años. En términos de tamaño y operaciones éstas caen entre las subestructuras de pozo y las plataformas autónomas. Por lo general, la torre de perforación y la subestructura, el lodo de la perforación, la planta de poder primaria y las bombas de lodo son colocadas en la plataforma. El alojamiento, equipo sobrante y provisiones se ubican en un barco sencillo anclado junto a la plataforma. Normalmente, los 2 están conectados por un largo pasillo. La figura 41 muestra una plataforma sencilla en operación en el Golfo de México en 1959, en 60 m (200 pies) de agua. Figura 41. Plataforma sencilla del Golfo de México, en 1959. 109

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Plataformas autónomas La plataforma autónoma es grande, normalmente con múltiples cubiertas, las cuales tienen la suficiente resistencia y espacio para soportar el equipo completo de perforación con su equipo auxiliar y el alojamiento de la tripulación, y suficientes provisiones y materiales para superar un periodo de mal tiempo anticipado, cuando las provisiones no pueden ser trasladadas. Los periodos de mal tiempo son normalmente de 3 o 4 días en el Golfo de México, así que la plataforma podría almacenar provisiones y materiales para aproximadamente 2 veces ese tiempo. Hay 2 tipos de plataformas autónomas: de tipo plantilla y de tipo torre. En la actualidad, la plataforma de torre también es una estructura de plantilla; sin embargo, los pilotes se manejan de diferente forma. En este capítulo, se describen las plataformas de plantilla y de torre, además de otros tipos. Las plataformas autónomas de plantilla consisten en una larga estructura de cubierta multinivel soportada por largos pilotes introducidos en las profundidades del fondo del océano. La plantilla, también llamada subestructura, es una figura tubular tridimensional soldada y se usa como guía para conducir los pilotes a través del hueco de las piernas de la subestructura. La subestructura también mantiene los pilotes juntos de manera que actúen como una sola unidad contra las fuerzas laterales. La subestructura del pozo usada en aguas poco profundas es una estructura de plantilla, de manera que realiza una función simple en comparación con una plataforma autónoma. Las plataformas de plantilla autónomas han sido diseñadas y construidas de muchos tamaños y formas. Antiguamente las estructuras de plantilla tenían muchas piernas y múltiples refuerzos horizontales y diagonales. La primera plataforma autónoma de la compañía Shell Oil se construyó en 1955 a 22 m (72 pies) de agua; tenía 53 pilotes. Actualmente, en el Golfo de México la mayoría de las plataformas se ajustan a una de las dos clasificaciones: aquellas con 10 o 12 pilotes y aquellas con 8 pilotes. En los primeros días de la exploración en el Golfo de México, los diámetros de los tubos disponibles para subestructuras eran limitados, y se necesitaban muchos pilotes para proporcionar suficiente soporte del suelo. Más recientemente, con la disponibilidad de muchas dimensiones de tubos, la tendencia es hacia las plataformas 110

Generalidades

de 8 pilotes. Este último tipo ha sido usado en aguas con profundidades cercanas a 122 m (400 pies). En el plano, las piernas de la subestructura forman un rectángulo. Las dimensiones de la subestructura varían de compañía a compañía, pero hablando en términos generales, los tamaños son similares. La separación de las piernas en el plano horizontal es de alrededor de 3-4.5 m (10-15 pies) sobre la línea media del agua. En esta elevación, una subestructura de 10 pilotes tiene 4 piernas a cada lado, cada una espaciada de 12-14 m (40-45 pies). En algunos casos, la zona central de un lado es hasta de 18 m (60 pies). En la dirección más estrecha, la pierna central de las 3 se usa para cargar, además de las 4 piernas en cada lado. El rectángulo formado en una vista plana por las piernas de la subestructura en una plataforma de 8 pilotes es más estrecho, pero los espaciamientos cerca de los 3-4.5 m (10-15 pies) de elevación sobre el nivel medio del mar son similares. La longitud de la zona central es cercana a 18 m (60 pies), mientras que la zona más corta del lado es alrededor de 14 m (45 pies). De un lado a otro de la dirección más estrecha de la subestructura el espaciamiento de las piernas es de 14 m (45 pies). Las subestructuras construidas recientemente, con frecuencia tienen piernas en las esquinas con grandes diámetros. Típicamente los tamaños de los pilotes para subestructuras de 8 pilotes en el Golfo de México son de 1.5 m (60 pulgadas) de diámetro exterior para las piernas de las esquinas y 1.2 m (48 pulgadas) de diámetro exterior para las piernas interiores, dejando una pulgada despejada entre el pilote y el interior de la pierna, ya que las piernas de la subestructura tienen diámetros internos alrededor de las 1.6 m (62 pulgadas) y 1.3 m (50 pulgadas), respectivamente. Las piernas de la subestructura no son verticales. Desde una vista plana del tamaño del rectángulo a una elevación de 3-4.5 m (10-15 pies) (nivel de la plataforma), las piernas están acampanadas hacia fuera, o se dice que están "abatidas" como sigue: abatidas un pie en 7 u 8 piernas en los lados más largos, y abatidas un pie en 10 o 12 piernas en la dirección estrecha de la subestructura. Actualmente, la configuración de las plataformas de 8 pilotes se adapta para incrementos de profundidades y varias condiciones de suelo por medio 111

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de la adición de pilotes faldón. Debido al abatimiento de las piernas, se incrementa la separación entre las piernas al final de la subestructura en el fondo del océano. Normalmente, los pilotes faldón se colocan entre las piernas casi en el plano del lado de la subestructura. Su propósito es ayudar en la resistencia del momento de giro en la subestructura. Por lo general, las guías de los pilotes faldón se extienden verticalmente sólo entre los 2 niveles más bajos del refuerzo horizontal en la subestructura. En una vista plana, estas guías deben ser un poco fuera del plano del lado de la subestructura, de manera que las extensiones necesarias de los pilotes conducidas sobre el agua puedan ser soportadas por anillos guías a varios niveles arriba del lado de la subestructura. Aun en los más recientes diseños de plataformas, las porciones más bajas de las piernas son construidas con una variedad de diámetros de tubo, de manera que varios pilotes se pueden manejar a través del tubo guía del pilote en las piernas de mayor diámetro. Estos alargamientos de la parte más baja de las piernas de la subestructura se llaman bottles. Los pozos son perforados desde una plataforma de plantilla a través de tubos conductores conducidos por el fondo del océano. Estos tubos se posicionan verticalmente dentro de la subestructura en varios niveles sostenidos por anillos guías horizontales en el interior de los tubos. Las guías de los conductores los sostienen sólo lateralmente. La subestructura tipo plantilla está diseñada para flotar, esto es, con casi todos los miembros sumergidos, y sólo con una pequeña porción de la estructura sobre la superficie del agua (ver figura 42). Por eso, la subestructura se transporta a la zona de erección en una barcaza, se lanza desde la barcaza y posteriormente se coloca en posición. Los pilotes se conducen después de que la subestructura ha sido posicionada. La estructura de la cubierta, dividida en piezas apropiadas para ajustarse a la capacidad de la barcaza grúa, se lleva al sitio en barcazas de transportación y entonces se ajusta en su posición en la parte superior de los pilotes, extendiéndose sobre las piernas de la subestructura. La cubierta es soldada al final de los pilotes. Muchas compañías llenan el espacio anular entre los pilotes y el interior de las piernas de la subestructura con lechada; otras no lo hacen. Rellenar los espacios anulares con lechada permite a los pilotes y a la subestructura resistir fuerzas laterales como si fuese una estructura rígida. A aquellos que dejan este 112

Generalidades

espacio abierto les será más fácil la recuperación de la subestructura y usarla en otros sitios de perforación sin el peso y complicaciones de la lechada. Actualmente muy pocas subestructuras han sido reubicadas.

Plataformas de tipo torre Figura 42. Subestructura para aguas profundas

Las plataformas autónodespués de ser lanzada y antes de colocarla en posición. mas de plantilla del tipo torre se caracterizan por un diámetro relativamente pequeño, piernas sin abatimiento y menos refuerzos diagonales en las zonas largas que los usados en una estructura tipo plantilla regular. La subestructura tipo torre se concibió para eliminar la necesidad de lanzar la estructura desde una barcaza. Ésta puede estar flotando en el sito usando la capacidad de flotar de sus piernas de grandes diámetros. La plataforma de torre originalmente fue diseñada para sustituir las estructuras en aguas profundas de las costas de Pacífico y para Cook Inlet, Alaska. Las estructuras de plantilla regulares tienen muchos refuerzos cruzados, horizontales y diagonales. La estructura de torre tiene relativamente pocos refuerzos y ninguno abarca la zona salpicada sobre el nivel medio más bajo del agua. Esto reduce la resistencia lateral que la estructura ofrece a los tripulantes por las grandes olas de tormenta y elimina el refuerzo que tenían los miembros en el camino de los témpanos de hielo en climas fríos.

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Normalmente, los pilotes de cimentación para una plataforma de torre consisten en varios grupos de pilotes, por lo general 4. Cada grupo de pilotes se conduce a través de una de las piernas de diámetro mayor, sirviendo a cada pilote posterior como un conductor, a través del cual se puede perforar un pozo. Hay de 8 a 12 pilotes tubulares cilíndricos por pierna. Los pilotes se acomodan en un círculo alrededor de la parte interior de la pierna de mayor diámetro. Los tubos guías para los pilotes se ubican estructuralmente usando mamparas con un cilindro interior que es concéntrico con la cubierta exterior de la pierna. La lechada de cemento se usa para rellenar el espacio entre la cubierta cilíndrica exterior y el cilindro interior. El empleo de la lechada es para cubrir la parte cilíndrica externa de las piernas contra fallas por curvatura local y también las uniones de los pilotes en el interior y exterior de los cilindros para lograr una acción en conjunto. Las plataformas de torre con 4 piernas en Cook Inlet tienen piernas en un rango de diámetros desde 4.3 a 5.2 m (14 a 17 pies). Todos los miembros de refuerzo están debajo del nivel de formación del máximo espesor de hielo, con diámetros en un rango de 1.2 a 1.9 m (48 a 74 pulgadas). El sistema de tuberías y válvulas requerido para inundar las piernas para la volcadura de la torre y colocarla dentro de las piernas, consiste en conductos de protección para ánodos catódicos, las líneas de flujo de tubo ascendente, bombas y equipo de instrumentos. La volcadura y posicionamiento de la estructura de torre en el agua se puede lograr sin el uso de una barcaza grúa, aunque se necesita una para colocar varios segmentos de la estructura de cubierta en la torre. La figura 43 muestra una plataforma de torre en Cook Inlet, Alaska. En la figura 44 se muestra una plataforma, similar a la de Cook Inlet, con hielo incrustado alrededor de las piernas. Una subestructura tipo torre se muestra siendo remolcada en la figura 45. Los refuerzos de diámetro pequeños al final de la subestructura cerca del remolcador se colocan de manera temporal sólo durante la fase de arrastre.

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Generalidades

Figura 43. Plataforma de 4 piernas en Cook Inlet.

Figura 44. Plataforma en Cook Inlet, de 4 piernas, contra la compresión del hielo.

Figura 45. Subestructura de 4 piernas para una plataforma de torre.

Plataformas de reinyección/producción o tratamiento Las plataformas de producción soportan construcciones, compresores, tanques de almacenamiento, equipo de tratamiento y otros servicios adjuntos. 115

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Una plataforma de reinyección/producción o tratamiento es básicamente una plataforma para separar la mezcla aceite-gas-agua del petróleo crudo producido, en aceite crudo, gas natural y agua, y dar un tratamiento simple a cada uno de ellos en el sitio antes de transportarlo, desecharlo o reinyectarlo en el suelo. Los servicios de procesamiento de una plataforma de tratamiento en particular pueden variar dependiendo de qué se hará con el gas natural y si el aceite crudo es cargado en tanques o bombeado a tierra a través de oleoductos. Algunas veces, en plataformas de tratamiento hay equipos para inyectar agua a presión en el estrato que contiene al aceite dentro de la tierra por medio de un pozo o pozos de inyección, para incrementar la producción de petróleo de otros pozos. Si hay dos oleoductos desde la plataforma de tratamiento a tierra, una para el aceite crudo y una para el gas natural, la plataforma debe tener también dos equipos de medición y navegación. Las bombas envían el aceite crudo a través de filtros, luego a través de medidores y dentro del oleoducto. Los compresores también envían el gas natural a través de filtros, luego a través de medidores y dentro del gasoducto. Para cada equipo hay calibradores de los medidores o pruebas de sistemas recurrentes, instrumentos de registro y dispositivos para lanzar esferas a través de los oleoductos para apremiar su limpieza. La forma más simple de estos instrumentos de limpieza, algunas veces llamados pigs, son esferas de caucho duro de diámetro un poco más grandes que la tubería a través de la cual pasará. Se insertan en la tubería a través de una válvula de by-pass y son forzadas a todo lo largo de la línea por gas o líquido comprimido o presurizado detrás de ella. Si no hay tubería de gas, normalmente el gas natural se quema por medio de una torre del quemador alejada del equipo de tratamiento en la plataforma. Para algunas plataformas autónomas en aguas profundas, la torre del quemador es parte de la subestructura de cubierta. Cuando la profundidad del agua lo permite, es más seguro colocar la torre del quemador en una subestructura remota separada de la plataforma de tratamiento. La seguridad del personal es de primordial importancia en cualquier plataforma. En una plataforma de producción o tratamiento debe haber sistemas de seguridad para facilitar la detección de fugas de gas y protección contra incendios. El sistema o sistemas de abastecimiento de agua debe ser adecuado para los servicios y la protección contra incendios. La protección 116

Generalidades

también debe tomar medidas contra aquellos fuegos que no se pueden apagar con agua. Los servicios de producción y tratamiento incluyen equipo para la separación del gas natural de la mezcla líquida y para la separación del agua y arena del aceite crudo. Algo del gas separado se emplea para producir electricidad con generadores movidos por turbinas de gas. Las bombas y compresores en una plataforma son operados con electricidad. De forma general, una plataforma no puede ser identificada, pues algunas piezas del equipo de proceso y de los sistemas varían; en algunos casos la separación es por medio de dos fases. Hay un tubo colector para el petróleo crudo entrante desde el protector del pozo perforado, tanques de almacenamiento a presión para el gas que será quemado, tanques de almacenamiento del gas para combustible y algunas veces tanques de almacenamiento de aceite crudo. A menudo una alternativa para quemar el gas natural es comprimirlo cerca de los 5 000 psi (34.48 x 106 Pa) o más, y reinyectarlo en el estrato que contiene el aceite en la tierra. El pistón de intercambio del compresor desarrolla fuerzas primarias y secundarias sísmicas, las cuales son transmitidas a los cimientos. Si la reinyección de gas en el suelo se anticipa, la plataforma debe ser diseñada para soportar estas fuerzas temblorosas. Plataformas

habitacionales

Las plataformas para el alojamiento de los trabajadores costa afuera comúnmente son llamadas plataformas habitacionales. Para las plataformas autónomas en aguas con profundidades aproximadas a 122 m (400 pies), las habitaciones son una parte integral de la plataforma por razones económicas. En aguas poco profundas, las instalaciones para vivienda pueden estar separadas de las actividades de perforación y tratamiento como una medida de seguridad para la tripulación. Las plataformas habitacionales se construyen lo suficientemente cerca de la plataforma de perforación o producción para permitir que las dos estén conectadas por un puente. En algunos casos donde es deseable incrementar la capacidad 117

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del equipo de carga de una antigua plataforma autónoma, se construye una plataforma habitacional separada, desplazando esa porción del peso fuera de la primera plataforma para permitir la instalación de maquinaria pesada. Una cuadrilla de perforación consiste en 18 hombres aproximadamente. El líder de la cuadrilla se llama perforador. Hay 5 obreros expertos, un operador de la torre de perforación, un maquinista, un operador del motor diesel, un operador de la bomba, un encargado de lodo, un operador de grúa y 6 obreros ordinarios. En una plataforma costa afuera siempre hay 2 cuadrillas. Cada una trabaja 12 horas al día, de 11:00 a 23:00 y de 23:00 a 11:00. Este arreglo da a cada cuadrilla algunas horas de luz de día para trabajar. Hay un número adicional de personal en la plataforma, por ejemplo: el supervisor general, un representante de la compañía cliente, un soldador, un encargado de mantenimiento, 2 cocineros, 2 empleados de galera (uno de 6:00 a 18:00 y otro de 18:00 a 6:00) y un encargado de las habitaciones. El encargado de las habitaciones hace las camas, cambia la ropa doméstica (cada día las toallas, la ropa de cama cada semana) y limpia las habitaciones. El supervisor general, el representante de la compañía cliente, el soldador y el encargado de mantenimiento trabajan de 6:00 a 18:00 horas. La gente de galeras y habitaciones normalmente son proporcionados a través de un subcontrato con una compañía de servicios de hotelería. Además, puede haber varios ingenieros especialistas a bordo: un especialista petrolero/ambientalista, un ingeniero director de perforación, uno o dos especialistas en química del lodo, un especialista en turbinas de gas, etcétera. En conjunto, el número de personas que se necesitan es entre 50 y 75. Normalmente, el personal trabaja 7 días y está en tierra 7 días, o trabaja 14 días y está en tierra 14 días. Se sirven 4 comidas al día: 4:00–6:00, desayuno; 10:00–12:30 almuerzo; 16:00–18:30 cena; y de 22:00–00:30 merienda. Sólo se incluye un periodo de 30 minutos para comer en la jornada de 12 horas de trabajo. El supervisor general y el representante de la compañía tienen una oficina cada uno de alrededor de 110 pies2 (10.2 m2); cado uno tiene una recámara de casi 110 pies2 y ellos comparten un baño entre sus recámaras. El soldador y el encargado de mantenimiento comparten una recámara de unos 110 pies2. 118

Generalidades

Ellos comparten el baño con otra recámara para 2 personas, normalmente reservada para visitas especiales. Hay un cuarto de hospital (normalmente una habitación aislada equipada sólo para simple medicación) con 2 o 4 camas y baño privado. Cuando alguien empieza a sentirse seriamente enfermo o tiene un accidente, un helicóptero viene de tierra y el individuo es llevado a un hospital regular. Hay una cuarto de radio y comunicaciones, incluyendo microondas, teléfono y radar a los barcos y a tierra. En el área de vivienda hay 4 habitaciones grandes. Éstas son: el cuarto de día (TV y estancia), galera, cocina y cuarto de cambio. Cada uno tiene un área cercana a los 65.1 m2 (700 pies2 ) excepto la cocina, la cual es de casi 2 o 3 veces el tamaño de la galera (comedor). Por lo general hay 2 bufetes calientes diferentes en la galera. Algunas veces se proporciona un cuarto de juegos con mesas de billar. Regaderas, sanitarios y armarios están disponibles para la ropa de los trabajadores en el cuarto de cambio; algunas veces también lavadoras y secadoras. Cada hombre es responsable de su propia ropa de trabajo. En plataformas más pequeñas sin lavadoras y secadoras, cada hombre lleva varios juegos de ropa de trabajo a la plataforma cuando se presenta a trabajar. También cada uno trae ropa ordinaria para usar cuando no está trabajando. Junto a la cocina está un largo y amplio congelador. En la cocina hay por lo menos 2 refrigeradores grandes, una gran estufa con horno, cafeteras, una parrilla, una batidora industrial, lavavajillas, basurero y fregaderos. La mayoría de las recámaras están hechas para alojar a 4 personas. Cada una tiene 4 camas individuales organizadas como literas, algunas veces todas en una pared y otras cada par en paredes opuestas. Cada habitación tiene 4 armarios para ropa y un espejo. Cada litera tiene luz para lectura además de la luz en el techo. El área de la recámara es de aproximadamente 11.2 m2 (120 pies2). Frecuentemente, las recámaras están agrupadas cerca de un cuarto de baño comunitario con varios sanitarios individuales cerrados y varias regaderas. También hay un amplio cuarto para almacenar blancos, adyacente a las recámaras, y un clóset para conserje. Las habitaciones para vivienda pueden estar acomodadas de muchas formas. En algunas plataformas se componen 3 pisos: las recámaras para 119

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4 personas, cuartos de baño y almacén de blancos en el piso inferior; cocina, galera, sala de televisión y cuarto de cambio en el nivel medio; oficinas del supervisor, cuarto de radio y recámaras para la gente de supervisión en el piso superior. El helipuerto se instala sobre el último nivel de las habitaciones. El número y tipo de personas necesarias para operar una plataforma de producción o tratamiento es diferente para cada perforación. Aun así, el total de personas requeridas para habitarlas está en el rango de 50-75. Si se construye una plataforma habitacional separada, el espacio con ruido limitado puede ser relajante para todos. Sin embargo, el número de literas podría ser 2 veces mayor. Existen otras consideraciones ligadas a las áreas habitacionales. Debe haber un sistema de aguas residuales y un tanque séptico. Debe tener tanques de almacenamiento para agua potable y agua de servicio. Normalmente, el agua es traída de tierra en barcos abastecedores y bombeada a los tanques almacenadores. El agua contra incendios se bombea del mar. Algunas veces, cuando hay personal de 2 culturas en la misma plataforma, debe haber 2 galeras, 2 cocinas y áreas para recámaras y baño separadas, en tanto sea posible. Si las operaciones costa afuera están a menos de 50 millas de la costa, los trabajadores son transportados en barco; si están más alejadas, normalmente se usan helicópteros. Subestructuras y torres de quemador Una subestructura para quemador es una estructura tubular de acero con forma triangular que se extiende desde la línea de lodo a aproximadamente 3-4 m (10-13 pies) sobre la línea media de agua. Se fija al fondo del océano para conducir los pilotes a través de sus 3 piernas. La parte superior de los pilotes que se prolonga sobre la parte superior de las piernas de la subestructura se corta a una elevación cercana a 2 pies sobre la parte superior de la subestructura. La torre del quemador se monta encima de los pilotes. La torre del quemador se fabrica igual que la subestructura para el quemador y se eleva desde 3 o 6 m sobre la línea media del agua hasta cerca de 120

Generalidades

un tercio de la altura de la torre de perforación, o 3-6 m (10-20 pies ) más alta que la plataforma del helipuerto en la parte superior de las plataformas habitacionales. Las columnas de la torre del quemador pueden fijarse directamente en la parte superior de los pilotes. Para facilitar su fijación se insertan shims curvos en las piernas de la subestructura y se sueldan a los lados de los pilotes que se extienden fuera de las piernas de la subestructura. Las columnas de la torre se sueldan en la parte superior de los pilotes, formando una sola estructura monolítica. Algunas veces, una pequeña cubierta de trabajo se suelda a la parte superior de los pilotes a una elevación apropiada para proveer soporte a la superficie del pasillo y permitir que la torre del quemador tenga una base de gran tamaño. Todos los componentes son soldados juntos para formar una sola estructura. La subestructura del quemador usualmente se construye con refuerzos K o X de principio a fin (ver figura 46). Los dos o tres refuerzos últimos pueden se diagonales. La torre se puede construir con refuerzos diagonales y se puede montar la tubería del quemador dentro de la estructura. En la figura 46 se muestran otros diseños. En este caso la tubería principal del quemador se hace parte de la torre del quemador; se usan refuerzos diagonales. Comúnmente, hay 3 tuberías verticales dentro Figura 46. Subestructuras y torres de de la torre del quemador: quemadores.

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la línea principal de gas, la línea de gas para el piloto de la flama, y la línea de encendido de la flama (generador frontal). Otras tuberías provenientes del pozo productor también pueden ser parte de la torre del quemador. Estas tuberías son usadas en emergencias, cuando temporalmente es necesario quemar toda la producción de petróleo crudo del pozo. Plataformas

auxiliares

Algunas veces se construyen pequeñas plataformas adyacentes a grandes plataformas para incrementar el espacio disponible o para permitir el acarreo de equipo pesado que es cargado por la plataforma principal. Tales plataformas auxiliares han sido usadas para estaciones de bombeo o compresión, almacenamiento de aceite, plataformas habitacionales o plataformas de producción. Alguna veces hay espacios libres; otras veces se conectan para asegurar antiguas estructuras. Pasillos Un pasillo es un puente de 30.4-48.7 m (100-160 pies) de largo que conecta 2 estructuras vecinas costa afuera. Un pasillo puede servir para una o todas las siguientes funciones: soportar estructuras para oleoductos, movimiento peatonal, o un puente para manejo de materiales. Normalmente, un pasillo sirve para una combinación de esas funciones. Los pasillos son puentes de acero tubular apuntalados, rectos, y de un solo tramo. La longitud, ancho, elevación, y tipo de apuntalamiento varía con cada pasillo. El andador peatonal se puede localizar en la parte superior o en la inferior de un soporte horizontal, para cruzar por una sección transversal rectangular. La sección transversal está hecha de 4 arreglos Warren o 4 Pratt. Los arreglos por lo general son cilindros tubulares de pequeño diámetro. Los cables son tubos cilíndricos, tubos rectangulares o miembros con grandes bridas. Los oleoductos corren debajo del andador cuando éste se encuentra en la parte superior de la sección transversal; los oleoductos están arriba cuando el andador está en el fondo de la sección transversal. La figura 47 muestra varias geometrías que han sido usadas para pasillos. 122

Generalidades

Figura 47. Estructura de pasillos.

También han sido construidos pasillos con sección transversal triangular con el andador peatonal, ya sea en la parte superior o inferior de dicha sección. El pasillo triangular con el andador en el fondo de la sección transversal es el más común; este tipo de pasillo usa 2 puentes con arreglo Warren o 2 Pratt. Esos mismos arreglos se pueden utilizar cuando el andador está en la parte superior de la sección transversal; también han sido usados puentes Warren modificados (ver figura 47). No se requiere que el pasillo que lleva de la subestructura del quemador a la torre soporte cargas muy pesadas. Normalmente, las tuberías soporta 123

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das por un pasillo son la línea principal de gas, la línea de gas para el piloto de la flama, la línea de encendido (generador frontal) y conductos eléctricos para luces aéreas de advertencia. Dichos pasillos se hacen con 2 arreglos Warren en el techo y los lados, y un puente con arreglo Warren o Pratt para el fondo; las tuberías permanecen dentro del triángulo atadas al fondo. El pasillo de la plataforma de producción o tratamiento a la plataforma habitacional podría soportar tuberías para agua potable, agua utilitaria (agua semipurificada para procesos de limpieza), conductos eléctricos y líneas de comunicación. El pasillo entre la plataforma de perforación y la de tratamiento puede soportar tuberías para petróleo crudo, agua utilitaria, agua contra incendios (agua de mar), agua potable, by-pass a la tubería del quemador, conductos eléctricos y líneas de comunicaciones. El andador en un pasillo puede ser suficientemente ancho para permitir el uso de pequeños carritos y montacargas. Siempre hay cajas, cajones de embalaje, bolsas, tambores, barriles o pequeños componentes de maquinaria que se deben mover. La plataforma del pasillo debe ser una rejilla de acero soportada por un sistema de parrillas de vigas y uniones. Helicópteros y diseño de helipuertos Helicópteros

Cuando la distancia a un lugar costa afuera es de aproximadamente 80 km (50 millas) o menos, los trabajadores se transportan en barco. Cuando la distancia es de más de 50 millas se usan helicópteros. Hay varias ventajas en el uso de helicópteros en la transportación. Éstas incluyen: 1. Considerable ahorro de tiempo y, por tanto, reducción de costos. Un helicóptero puede acortar el viaje a cerca de un sexto del tiempo que hace un barco. 2. Algunas veces las transferencias entre barcos y en plataformas costa afuera son imposibles en alta mar. La confiabilidad y capacidad de un helicóptero en mal clima es mucho mejor. 124

Generalidades

3. El reparto de la tripulación en barco algunas veces produce mareos e indisposición para trabajar, no así cuando son transportados en helicóptero. 4. Supervisores y especialistas pueden hacer viajes rápidamente de la costa a la plataforma y de regreso, realizando su trabajo más eficientemente. 5. Se puede obtener la reparación de emergencia más rápidamente; los especímenes geológicos se pueden llevar enseguida a tierra para su análisis. 6. Los heridos se pueden transportar a hospitales en tierra. 7. Es posible una rápida evacuación de la plataforma en una emergencia o una tormenta severa. Ya en 1952, el helicóptero Sikorsky S-55 era usado regularmente en operaciones costa afuera. El Bell 204B y el Sikorsky S-58 entraron en uso general costa afuera en 1957. El Sikorsky S-62 se introdujo en 1963, y el Sikorsky S-61 en 1965. Actualmente, se usan costa afuera nuevos modelos de esos helicópteros y algunos de otros manufacturadores. La tabla 1 enumera las características de muchos helicópteros. Mientras los pasajeros se deben adaptar a los horarios de las aerolíneas, el helicóptero debe ajustarse a las necesidades del operador petrolero costa afuera, conforme a sus requerimientos. Actualmente, los grandes helicópteros para trabajar costa afuera son máquinas dobles o multimotor capaces de transportar 20 o más pasajeros en cualquier tipo de clima, con la formalidad de una línea aérea. En la mayoría de los casos esos helicópteros son fácilmente convertidos en transporte de carga, plegando o removiendo asientos. En general, la capacidad de carga de un helicóptero grande es del orden de 5 000 libras (22.3 x 103N) llevada ya sea internamente o como carga colgada debajo de la nave. Diseño del helipuerto

El área de la plataforma del helipuerto debe ser suficientemente grande para trabajar con carga y operaciones sin carga. La superficie debe estar limpia, antiderrapante, bien drenada y bastante fuerte como para sopor125

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tar el impacto de la carga. Aunque es posible que los helicópteros aterricen y despeguen verticalmente, por economía de la operación lo hacen en la dirección del viento. En el pasado, el tamaño de los helipuertos en plataformas costa afuera variaba mucho. Algunos eran redondos, otros cuadrados. Cada helipuerto se debía diseñar considerando el helicóptero más grande que podría aterrizar ahí. Las dimensiones básicas del helipuerto se determinaban para todas las dimensiones de ese helicóptero. Normalmente, la dimensión mínima, es decir, la longitud de un lado de un helipuerto cuadrado, varía de 1.5 a 2 veces la longitud más larga del helicóptero más grande que se espera que use esa instalación costa afuera. Un helipuerto circular tenía un diámetro igual a la longitud de un lado de uno cuadrado. Por ejemplo, las dimensiones de un helipuerto costa afuera varían de 24 x 24 m (80 x 80 pies) a 49 x 49 m (160 x 160 pies). De acuerdo con un diseño aproximado, la superficie de la plataforma del helipuerto se debe diseñar para una carga concentrada igual al 75% del peso total del helicóptero más grande, actuando en cualquier pie cuadrado de la superficie. Otra aproximación es usar un factor de impacto de 2 veces el peso total del helicóptero más grande; esta carga debe ser soportada por un área cualquiera de aproximadamente 24 x 24 pulgadas, en la superficie. Se deben usar materiales antinflamables en los helipuertos. Se pinta un gran triángulo equilátero de aproximadamente 9.2 m (30 pies) por lado, abarcando el centro de la superficie de la plataforma. Una esquina de éste indica el norte magnético; las otras dos esquinas no se dibujan. Dentro del triángulo se pinta una gran H, aproximadamente de 3 m (10 pies) de alto por 1.5 m (5 pies) de ancho. Las líneas del triángulo deben ser de 0.6 m (2 pies) de ancho; en tanto que las de la H serán de 0.45 m (18 pulgadas). Debe haber un indicador de viento adyacente al helipuerto para proporcionar la exacta dirección del viento. Algunas veces se usan luces amarillas para delinear la superficie de la plataforma. Normalmente también se dispone de luces en el piso.

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Generalidades

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UNA APRECIACIÓN GLOBAL DE LOS PROCEDIMIENTOS INGENIERILES El diseño y construcción de una plataforma costa afuera involucra esfuerzos relacionados e interdependientes. La tabla 2 enlista varias fases en el proyecto global. Algunos de estos esfuerzos —2 relacionados en determinar el criterio, 2 relacionados con el análisis, diseño, clasificación e instalación— requieren descripción adicional. Éstos se mencionan aquí brevemente y se presentan con más detalle en capítulos posteriores. La figura 48 muestra la tecnología principal involucrada en el diseño de una plataforma costa afuera.

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Generalidades

Criterio

operacional

Esta fase consiste en determinar el número de pozos a ser perforados, el tipo de equipo de perforación y los materiales a ser usados y si se lograrán las actividades de producción con los requerimientos específicos de esa actividad. Debe estar determinada la cantidad del espacio de la cubierta para las diversas operaciones, y debe decidirse el número de cubiertas. Debe estar determinado el modo de transportar el petróleo, ya sea por buque, barcaza o tubería, así como la manera de almacenamiento del petróleo. También deberá determinarse la configuración de la plataforma requerida cumpliendo con los criterios operacionales, y que pueda ser fabricada e instalada con los equipos disponibles. Criterio

medioambiental

Después de determinar el número de cubiertas y el espacio requerido en cada cubierta, entonces es necesario determinar el ambiente al cual será expuesto todo el equipo. Esto involucra la determinación de las fuerzas impuestas en la plataforma por olas y viento. Muchos factores ambientales deben determinarse antes de que las fuerzas puedan ser estimadas: profundidad del agua, condición de la marea, altura de ola de tormenta, velocidad de viento de tormenta, corriente y algunas veces temblores y condiciones de hielo. Todos estos factores medioambientales que imponen cargas en las plataformas deben investigarse cuidadosamente. Oceanógrafos y meteorólogos son responsables de esta investigación. Diseño de los cimientos Antes del análisis y diseño de los cimientos, es necesario determinar las características del suelo del océano donde será colocada la plataforma. La información requerida consiste en la historia geológica del área, información del origen del suelo y el resultado del manejo experimental de pilotes. Geólogos y especialistas en mecánica del suelo son responsables de evaluar los datos reunidos y de traducir la información a la capacidad de 129

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resistencia operacional del suelo y fuerzas medioambientales transmitidas a través de la estructura. Diseño

estructural

Continuando con la determinación de las características operacionales medioambientales y de cimentación, el próximo paso es el análisis y diseño de la estructura de la plataforma. El número de cubiertas y la configuración estructural de la subestructura de la cubierta debe ser seleccionado para soportar las cargas operacionales y proporcionar resistencia básica a las fuerzas medioambientales impuestas. Cuando la selección de la configuración de la cubierta y el tipo estructural de plataforma estructural está completo, se hacen estimaciones preliminares de las medidas de varios miembros; y entonces se vuelve a hacer el diseño. En una segunda ronda se revisan los cálculos de las fuerzas operacionales y medioambientales; los requerimientos de los cimientos son nuevamente evaluados y, finalmente, se determinan las medidas de los miembros de varias estructuras. En términos generales, el proceso es cíclico entre estos aspectos principales hasta que es emitido un diseño adecuado y seguro. Hay muchos detalles que deben diseñarse después de que sean determinadas las medidas de los miembros de la estructura principal, incluyendo los andenes del barco, escaleras, barandales, helipuertos, rieles de lanzamiento, orejas, etc. Como parte del diseño estructural, debe haber un análisis de la estructura para asegurar que resistirá la presión impuesta durante la fabricación e instalación. Construcción

e

instalación

Después de que la plataforma ha sido diseñada, debe ser fabricada e instalada. La mayor parte de la fabricación ocurre en un patio de construcción en la costa. El sitio de instalación es limitado para lanzar y volcar la subestructura, pilotes de dirección, colocar la cubierta de la estructura y soldar todos éstos en una sola unidad. Los componentes son prefabricados dentro de unidades largas que pueden ser económica y rápidamente transportados del patio de fabricación al sitio 130

Generalidades

costa afuera. La prefabricación permite una cantidad mínima de tiempo de construcción en el mar, así es que las pérdidas operacionales se minimizan debido al mal tiempo. Todos los materiales se ordenan con bastante anticipación al primer día de construcción. La construcción puede durar de 4 a 12 meses, dependiendo de la complejidad y el tamaño de la estructura. La superestructura normalmente se ensambla construyendo los marcos con dimensión estrecha para ser asentados sobre el piso. Éstos son rotados por grúas en una posición vertical, donde se añaden los soportes de cruz, guías y otros miembros. Así, cuando se termina, la superestructura se asienta sobre uno de sus lados más largos. Las dos piernas en el medio del lado más largo son usualmente paralelas, y la superestructura es construida con estas piernas que quedan en las vigas de lanzamiento usadas para deslizar la superestructura sobre una barcaza costa afuera. Una vez que son completadas las secciones de la superestructura y su cubierta, los componentes son jalados o levantados hacia las barcazas y transportados al sitio costa afuera. En el sitio, un torno y un cable de ensamble jalan la superestructura fuera de la barcaza dentro del agua. Las secciones más bajas de las piernas de la superestructura se dejan inundar, y de esa manera la superestructura descansa en una posición vertical dentro del agua. Una grúa barcaza grande jala la superestructura y la coloca en el lugar diseñado para la perforación. Los pilotes son llevados a través de las piernas de la superestructura y a través de los faldones de tubos guías, si llegaran a ser usados. Las secciones de la plataforma son entonces montadas en la punta de los pilotes y ahí son soldadas. Los módulos prefabricados con los cuartos habitacionales, bombas ensambladas y otros equipos son traídos por medio de una barcaza y elevados al lugar donde serán colocados en la subestructura de la cubierta para completar la instalación. Para la plataforma Cognac, la superestructura fue construida en 3 secciones. La base fue fabricada en una posición vertical debido a su tamaño. La sección intermedia y la sección superior fueron fabricadas de la misma manera como superestructuras ordinarias para ir en 60 o 90 m (200 o 300 pies) de agua. Después de que la base fue posicionada y sujetada a los pilotes, la sección intermedia fue guiada a la parte de arriba de la 131

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base y fijada. El proceso se repitió para la parte superior de la superestructura. PERFORACIÓN COSTA AFUERA La necesidad de satisfacer la demanda creciente de hidrocarburos ha orientado al hombre a incursionar en la búsqueda de yacimientos subyacentes en el fondo marino. El descubrimiento de yacimientos y su explotación por medio de pozos petroleros costa afuera han demandado la utilización de la tecnología más avanzada para efectuar las actividades requeridas. El desarrollo de la tecnología ha permitido que la perforación costa afuera vaya venciendo los obstáculos que representan la magnitud de los tirantes de agua y la distancia a la línea costera en donde se desempeña, así como del dominio de las técnicas específicas que utiliza. Con los avances tecnológicos logrados en la Segunda Guerra Mundial, durante 1946 se construyó una cubierta en el Golfo de México para un tirante de 4 m, y a 8 km mar adentro. Esta plataforma fue la primera provista de una torre deslizante para la perforación de tres pozos, utilizando por primera vez acero para sus 338 pilotes. Al siguiente año se introdujo el concepto denominado subestructura o jacket, mismo que se sigue utilizando hasta nuestros días. Mediante este nuevo concepto, la subestructura se fabrica en tierra y se transporta a su sitio. Los pilotes se hincan a través de las piernas de la subestructura, misma que está reforzada con riostras o contravientos que le dan rigidez. La evolución de la tecnología de plataformas marinas ha llevado al desarrollo de proyectos para instalar estructuras tipo jacket en profundidades cada vez mayores. En 1988 se instaló una plataforma en el Golfo de México en un tirante de agua de 412 m, siendo la mayor profundidad alcanzada hasta ahora. Para ser aprovechados, los hidrocarburos requieren llevarse de los centros de producción al lugar de carga, almacenamiento o proceso. De ahí que la rentabilidad de la explotación de los hidrocarburos líquidos o gaseosos de un yacimiento dependa, en gran parte, del costo de su transporte. 132

Generalidades

Las primeras tuberías submarinas se instalaron durante la Segunda Guerra Mundial. A través del Canal de la Mancha se instalaron 29 tubos de 7.5 cm de diámetro y 48 km de longitud; estos tubos se fabricaron con un armazón de acero flexible. En nuestro país, el Gobierno ha encomendado a Petróleos Mexicanos el desarrollo de todas las actividades de explotación de los hidrocarburos; esta importante institución ha trabajado costa afuera en forma multidisciplinaria para llegar a obtener la producción de aceite y gas en la Sonda de Campeche. Esto se ha logrado con el apoyo tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), dando como resultado una obra de ingeniería que por su importancia ha trascendido el ámbito internacional. En este apartado se hace una breve reseña de los acontecimientos más importantes que se fueron sucediendo en la industria petrolera nacional durante su incursión para obtener la producción de campos marinos, haciendo énfasis en lo relativo a la Sonda de Campeche y sus repercusiones en la ingeniería de diseño y la de construcción, así como en la asimilación de la tecnología. Historia de la explotación costa afuera en México En México, la explotación de yacimientos de hidrocarburos costa afuera se inició en 1958, en aguas del Golfo de México, con la instalación de plataformas fijas frente a la barra de Santa Ana, en el estado de Tabasco. A finales de los sesenta se perforó desde una plataforma fija en la localización de Tiburón, al norte de la Barra de Tuxpan, Veracruz. También se instalaron siete plataformas frente a la Barra del Río Cazones para perforar los pozos Atún, Bagre, Morsa y Escualo. Frente a la desembocadura del Río Pánuco, en Tampico, desde cuatro plataformas se perforaron adicionalmente los pozos Arenque y Marsopa. En el diseño estructural de estas primeras plataformas se aplicaron métodos simplificados. En todos los casos, las plataformas fueron diseñadas en el extranjero, construidas con materiales de importación e instaladas en tirantes de agua no mayores a 50 m. Éstas se utilizaron únicamente para la perforación y explotación de los pozos. La mezcla de aceite y gas era enviada a través de 133

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tuberías de conducción hasta las instalaciones construidas ex profeso en tierra firme, en donde se separaban en aceite, gas y agua. Para el transporte de los hidrocarburos extraídos de estos primeros campos costa afuera, se tendieron 400 km de tuberías con diámetros de 20 a 30 cm y a una profundidad máxima de 60 m. Durante 1975 se inició la perforación del pozo exploratorio Chac-1, 80 km al norte de la Isla del Carmen, Campeche, terminándose al año siguiente. Al resultar productivo este pozo, se creó la expectativa de lo que posteriormente se confirmó: la existencia de varios campos marinos productores de aceite y gas en la Sonda de Campeche. Para 1977 se descubrieron 2 campos más, con la perforación de los pozos Akal-1 y Bakab-1. El siguiente año se descubrió el cuarto campo productor: Nohoch, que junto con Chac y Akal integran lo que se ha denominado el complejo Cantarell. La perforación exploratoria se llevó a cabo desde plataformas móviles del tipo autoelevable (jack-up) y equipo flotante instalado sobre barcos de gran capacidad. Al resultar productivos los 2 primeros pozos exploratorios se iniciaron los estudios con simuladores matemáticos que permiten variar el espaciamiento entre pozos, utilizando para ello tecnología de punta disponible, e incorporando aspectos financieros. Como resultado, se obtuvo el número de pozos y plataformas para desarrollar un campo, la cantidad de pozos por plataforma, así como los programas de incorporación de reservas, de producción y de inversiones. En forma paralela se desarrollaron en el país los primeros programas de cómputo para el análisis y diseño de plataformas marinas. Con estas consideraciones se estableció el plan regulador de la Sonda de Campeche bajo el esquema de explotación, con base en plataformas fijas y tuberías de conducción de hidrocarburos. Asimismo, con este plan se definieron el número, función, orientación y capacidad de las plataformas PECH, las cuales están constituidas por las de producción, enlace, compresión y habitación. Para complementar dichos complejos se instalan estructuras secundarias destinadas al soporte de quemadores, sistemas de telecomunicación y puentes; estos últimos necesarios para el paso peatonal y el apoyo de tuberías entre plataformas contiguas. 134

Generalidades

Al decidir la explotación intensiva de los campos Chac, Akal y Bakab, se estableció un programa de construcción de 10 plataformas fijas de perforación, instalándose la primera en noviembre de 1978 en el campo Akal-C, en un tirante de 44 m, marcando el inicio de la edificación de las plataformas instaladas en la Sonda de Campeche. Por lo que se refiere al tendido de tuberías de conducción, esta actividad también comenzó en 1978, con la construcción de un oleoducto de 90 cm de diámetro y 160 km de longitud, uniendo la plataforma de Akal-C con la terminal de almacenamiento de Dos Bocas, Tabasco. Construcción e instalación de plataformas marinas y líneas de conducción para manejo de hidrocarburos El diseño de las instalaciones para el desarrollo de un campo marino se divide en 3 fases: los estudios previos, la ingeniería básica y la ingeniería de detalle. Los estudios fundamentales para sustentar el diseño de las instalaciones se refieren a las características del aceite y del gas producidos. Las del aceite crudo permiten, mediante un análisis técnico-económico, esquematizar el procesamiento requerido para llegar a tener un fácil manejo y almacenamiento, así como el óptimo rendimiento para lograr máxima calidad del producto. Con respecto al gas, el objetivo es seleccionar, también a través de un estudio técnico-económico, el proceso de secado que permita la reducción del contenido de licuables y su aprovechamiento, así como la obtención de un gas con bajo punto de rocío para disminuir los problemas durante el transporte por la tubería que lo conduce a tierra. La ingeniería básica determina el mejor arreglo secuencial de los equipos del proceso, incluyendo los servicios auxiliares donde se aplican los criterios de máxima seguridad, operabilidad, eficiencia, flexibilidad y protección al medio ambiente, así como la filosofía de centralización de servicios, para evitar duplicidades innecesarias de éstos. El alcance de las actividades incluye la especificación y preselección del equipo principal de proceso.

135

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

La ingeniería de detalle lleva a cabo la selección de los equipos, sistemas, instrumentos y dispositivos en general, así como el diseño estructural y de tuberías, como base para su adquisición, construcción e inspección. Con la selección efectuada y el diseño de tuberías, se definen las áreas requeridas para su instalación, tomando en cuenta sus dimensiones, su peso, la necesidad de una integración sencilla y un fácil mantenimiento. Esta definición conduce a un diseño integrado o a un diseño modular. En el diseño integrado el equipo se distribuye uniformemente sobre cubiertas, mientras que en el modular se aloja en un cierto número de estructuras esqueléticas denominadas módulos. Al contar con el total de equipos y sistemas integrados, desde tierra se pueden realizar las pruebas de arranque. El uso de dichos equipos ofrece varias ventajas: fácil manejo en el transporte, por haber seccionado el peso estructural, y un precio más económico, por hacer su ensamble con mano de obra en tierra, además de una rápida instalación en el mar. La ingeniería de detalle de las plataformas se inicia una vez determinadas las características de los equipos que se montarán en ellas. Una plataforma marina fija consta de 3 componentes principales: superestructura, subestructura y pilotes. La superestructura es la parte de la plataforma que sobresale del agua; su función es soportar los equipos e instalaciones de proceso mediante cubiertas, cuyas cargas se transmiten a los pilotes a través de columnas. El número de cubiertas depende de la función asignada a la plataforma. La subestructura queda sumergida en el agua, y está conformada por marcos trapezoidales rigidizados por riostras, y sus piernas alojan y dan apoyo lateral a los pilotes desde el fondo marino hasta su extremo superior, que es donde se interconectan ambas partes. Los pilotes son elementos tubulares hincados en el suelo, que se prolongan a través de las piernas de la subestructura hasta conectarse con la superestructura para recibir las cargas. El armado de la subestructura, superestructura, módulos y pilotes, se efectúa en patios de construcción habilitados para el manejo de estructuras robustas y pesadas.

136

Generalidades

El proceso de fabricación de la tubería de conducción en el mar se inicia en tierra, donde se limpia cada trama, se le aplica el anticorrosivo, el recubrimiento mecánico y el concreto para su lastrado, el cual evita que la tubería flote. Posteriormente se carga y transporta a la barcaza de tendido, donde los tramos se van soldando para formar la tubería, completándose la protección y lastrado. Durante los 2 primeros años del desarrollo de la Sonda de Campeche no fue posible efectuar la fabricación de las plataformas en el país, puesto que no existía la infraestructura requerida; por tal motivo se tuvo que recurrir al apoyo internacional. Durante ese periodo la fabricación y la ingeniería, tanto básica como de detalle, se efectuaron respectivamente por patios y firmas extranjeras. Para la transferencia de estas actividades a profesionales y empresarios de México, se tuvieron que definir estrategias visionarias, tales como: apoyo al desarrollo de tecnologías con miras a su rápida aplicación en proyectos de ingeniería; estímulo y motivación a inversionistas para su incorporación al proceso de generación de infraestructura, y concertación con fabricantes y prestadores de servicio de todo el país para la ampliación de sus productos y capacidad instalada, de acuerdo con los requerimientos de la industria petrolera. En el corto plazo se vieron resultados con la instalación de los primeros patios de fabricación de plataformas marinas, que se fueron localizando en las márgenes de los ríos Pánuco, en Tampico, y Pantepec, en Tuxpan, hasta llegar a disponer de la amplia capacidad de fabricación que ofrecen los 10 patios que operan en la actualidad. Por su parte, la ingeniería y desarrollos tecnológicos inherentes también se fueron mejorando, hasta que a mediados de los ochenta esta actividad la realizaban en su totalidad profesionales mexicanos. Dentro de esas ingenierías se incluye la empleada para realizar el diseño de las estructuras. LA SONDA DE CAMPECHE La evolución que ha tenido el diseño de las plataformas para la Sonda de Campeche se inició bajo 2 corrientes tecnológicas: una de ellas utilizó programas de cómputo generados en el extranjero y la otra programas 137

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desarrollados en el país. A mediados de los ochenta, la totalidad de los diseños se llevó a cabo utilizando los programas nacionales, mismos que fueron validados mediante la certificación de los diseños por parte de instituciones clasificadoras. Para asegurar la continuidad del servicio de las instalaciones en la Sonda de Campeche, adicionalmente se han desarrollado programas de mantenimiento preventivo y correctivo aplicables en los equipos de perforación, en las instalaciones industriales, en las líneas de conducción para hidrocarburos y en las plataformas. Los programas de mantenimiento correctivo se derivan de inspecciones rutinarias para detectar anomalías, con objeto de reparar o sustituir los elementos estructurales afectados. Resultados derivados del mantenimiento han permitido mejorar el diseño y la construcción de las estructuras. El mantenimiento de un complejo del tipo PECH, que en algunos casos incluye hasta 7 plataformas, 8 trípodes y más de 10 puentes, se realiza en un tiempo promedio de 6 meses, si se cuenta con el apoyo de un barco capaz de efectuar trabajos de soldadura, pailería, electromecánicos, pintura y recubrimientos, así como buceo e inspecciones submarinas, entre otros. Cabe destacar que todas las actividades de mantenimiento se efectúan sin interrumpir la operación en el complejo. Como apoyo a las actividades que se realizan, se tiene una variedad de embarcaciones; para construcción: barcos grúa de gran capacidad de carga y embarcaciones para apoyo topográfico; para transporte: chalanes y remolcadores, así como barcos abastecedores y lanchas rápidas. Se cuenta también con una flota de helicópteros y, para servicios, barcos de inspección y mantenimiento. Después de 15 años de haberse iniciado la actividad petrolera en la Sonda de Campeche, la asimilación de tecnología fue total. Las instalaciones se diseñan, fabrican, equipan e instalan con una integración nacional del orden del 80%. Sólo se recurre al extranjero en la adquisición de equipos muy especializados que por la magnitud de su demanda actual no sería rentable producir. Por otra parte, en lo referente a la tecnología, se tiene acceso a la más adelantada en el nivel mundial, y se cuenta con los expertos para su aprovechamiento e incorporación en beneficio de nuestras instalaciones. 138

Generalidades

Explotación de campos en aguas con tirantes menores a 80 metros Los principales campos productores de la Sonda de Campeche se encuentran distribuidos en una superficie de aproximadamente 2 500 km2; el tirante de agua en donde se localizan las plataformas y las tuberías está comprendido entre los 15 y 80 m. Para el manejo y separación de las mezclas producidas se dispone de plataformas en las cuales se separa el aceite del gas. El crudo se bombea a través de oleoductos hacia otros complejos, como el centro embarcador de Cayo Arcas, situado al norte de la Sonda, o bien al centro de almacenamiento de Dos Bocas, localizado en la costa de Tabasco. Por lo que respecta al gas, éste se envía a las plantas de acondicionamiento de Ciudad Pemex, Nuevo Pemex y Cactus, utilizando compresoras instaladas en plataformas. El personal que trabaja en la Sonda de Campeche se hospeda en hoteles situados en 9 plataformas. Los hoteles están acondicionados para alojarlos y proporcionarles recreación y bienestar mediante salas de cine, gimnasios y de lectura, así como servicios médicos, entre otros. Los cabezales, válvulas de control y trampas de "diablos" de las tuberías de conducción se ubican en plataformas específicas denominadas de enlace. La tecnología aplicada para el desarrollo de las instalaciones marinas de la Sonda de Campeche tuvo que ser asimilada en un corto plazo, puesto que así lo exigió la industria petrolera del país. Durante cierto tiempo la filosofía de trabajo enfatizó la entrega de diseños oportunos para agilizar la producción. En la actualidad, tal filosofía se enfoca en la incorporación de mejoras tecnológicas tendientes a abatir costos de inversión. Una de esas mejoras se aplica a las plataformas de perforación y producción, que son las más empleadas, introduciendo el concepto conocido como Estructuras Ligeras Tipo Tetrápodo. La principal característica de este concepto es que para la cimentación se utilizan pilotes faldón, que se conectan a las piernas de la plataforma en la base. La incorporación de estas innovaciones se traduce en diseños con menor número de elementos, lo que implica un ahorro en los costos de hasta un 40% respecto a los tradicionales. 139

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En lo referente a la recuperación de pozos perforados con el auxilio de estructuras móviles, los avances técnicos se están aplicando con el concepto conocido como Plataforma Mínima, que tiene un costo de construcción inferior al de las estructuras que se aplicaban en estos casos, ya que aprovecha el tubo conductor del pozo como elemento estructural, eliminando con ello una pierna y un pilote. La Sonda de Campeche, que contiene cerca del 46% de las reservas probadas, ha adquirido una importancia de primer orden no sólo para el sector energético, sino para el país en general. Además, esta zona aporta el 70% de la producción total de crudo, el 75% de condensados y el 31% del gas. La inversión efectuada en todas las instalaciones de la Sonda de Campeche es del orden de 6 500 millones de dólares (hasta 1991), independientemente del costo de los estudios de exploración y las erogaciones debidas a la perforación tanto exploratoria como de desarrollo. Considerando estos últimos rubros, dicha cifra alcanza los 10 500 millones de dólares. Instalaciones Actualmente, es decir, para principios de 2003, en la Sonda de Campeche se tiene el siguiente censo de instalaciones:

Dodecápodos Octápodos Hexápodos Tetrápodos Trípodes Sea- Sea- Terminales Total Pony Horse de carga R.M.SO 2

34

1

15

27

9

8

2

98

R.M.NE 0

77

0

11

49

3

2

3

145

Total

111

1

26

76

12

10

5

243

2

Tabla 3. Censo de instalaciones.

140

GENERALIDADES

141

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Ductos Ascendentes

6”

8”

10”

12”

14”

16”

18”

20”

24”

30”

36”

42”

48”

TOTAL

2

30

4

10

21

13

4

63

63

5

52

0

0

267

Ductos Submarinos

1

15

3

5

11

10

2

25

33

3

36

1

2

147

Total

3

45

7

15

32

23

6

88

96

8

88

1

2

414

Tabla 6. Ductos. Tipo de servicios de ductos submarinos

Oleogasoducto

Gasoducto

Nitrogenoducto

Acueducto

Oleogasoducto

Total

991.8 km

779.3 km

93.8 km

21.3 km

386.2 km

2274.4 km

Tabla 7. Ductos por tipo de servicio.

Mapa 1. Instalaciones de la Región Marina.

142

Generalidades

Referencias Anderson, Kenneth E. All About Oil, Stillwater, Anderson Petroleum Serviees, Ine., 1981, pp. 1-2. Berger., Bill D. Facts About Oil, Stillwater, OkIahoma State University, 1975, p. 16. Berger, Bill D. Facts About Oil, Stillwater, Oldahoma State University, 1975, p.2. Berger, Bill D., Kenneth E. Anderson y Gustavo Peña. Petróleo Moderno. Introducción básica a la Industria Petrolera, Tulsa, Penn Well Books, 1980, pp. 1-6. A Brief History ofthe Petroleum Industry in Canada, Calgary, The Canadian Petroleum Association, november, 1980, p. 1. Feehery, John. "Spindletop... Birthplace of A New Era", en Amoco Torch, Vol. 4, No. 6, november-december, 1976, pp. 8-9. Gold, Thomas. Power from the Earth: Deep Earth Gas: Energy for the Future, London, J. M. Dent & Sons Ud., 1987, pp. 18-23. McIver Weatherford, Jack. Indian Givers: How the Indians of NorthAmerica Transformed the World, New York, Crown Publishers, 1988, pp. 48-49. McNamara, Anne. Our Petroleum Challenge: The New Era, Calgary, Petroleum Resources Communication Foundation, 1986, p. 13. Fuente de las Generalidades: Compilación de los libros Graff, W. J. Introduction to offshore Structures Design, Fabrication, Instalation, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1981. Berger, Bill D. y Kenneth E. Anderson. Petróleo Moderno: un manual básico de la industria, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1992.

143

CAPÍTULO II Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m Néstor Pérez Ramos Ingeniero civil, UNAM. Exgerente de Ingeniería y Construcción, Pemex Exploración y Producción, con actividad en el ramo durante 37 años.

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

INTRODUCCIÓN Cuando en el año de 1977 se tomó la decisión de realizar estudios profundos con objeto de comercializar la producción petrolera del Golfo de Campeche, la ingeniería mexicana aceptó el reto para que, con la experiencia y apoyo internacional, se trabajara en forma conjunta a fin de obtener producción en el corto plazo. Actualmente es común mencionar que en el desarrollo de un campo se instalará un PECH, abreviatura de plataformas para la Producción, Enlace, Compresión y Habitacional. La tecnología de que se dispone es válida para profundidades que se encuentran localizadas entre los 12 y los 80 m y puede asegurarse que la ingeniería, fabricación e instalación son dirigidas en su totalidad por ingenieros mexicanos. El reto seguía vigente para soluciones en aguas someras, menos de 12 m de profundidad, así como en aguas con tirantes superiores a los 80 m. Para el desarrollo de los recursos petroleros costa afuera, las decisiones están basadas en métodos de evaluación de inversiones similares a los empleados en otras industrias. Sin embargo, no se requiere un método de evaluación especial puesto que éste debe adaptarse a las características únicas de la industria petrolera, es decir, a la oferta y la demanda. Con base en lo anterior, debe verificarse la rentabilidad del proyecto utilizando al máximo los recursos nacionales. La solución estructural para aguas someras dada su importancia es motivo de un análisis específico. Por lo que respecta a la solución en aguas de hasta 200 m se consideró en principio la tecnología disponible, con el fin de confirmar la posibilidad de extrapolar las condiciones y parámetros de la tecnología dominada en aguas de tirante intermedio de 12 a 80 m, concluyéndose la necesidad de requerir aún asesoría externa. En virtud de la situación económica actual que vive el país, y de la variación de los precios internacionales del petróleo crudo, resulta muy importante disponer de estudios de previsión que sean oportunos y que a la vez contemplen en su solución la atención de toda una gama de factores que permitan sustituir las importaciones, con la participación de todos los sectores productivos del país. Se puede asegurar que la solución obtenida para el proyecto, fabricación, transporte e instalación de una estructura 147

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

capaz de recibir un equipo de perforación para el desarrollo de campos en aguas de hasta 200 m de profundidad es una realidad, y el proyecto, desde la ingeniería hasta la instalación, se encuentra en este momento disponible. Dicho proyecto se realizó para la localización específica de ZAZILHA con 150 m de profundidad; sin embargo, la tecnología generada puede aplicarse desde los 80 hasta los 200 m, y su ámbito de aplicación en el Golfo de México se muestra en la figura 1. Entre un número considerable de soluciones, que no tienen por objeto compararse entre sí en este trabajo, sino solamente mencionarse, se encuentran las plataformas de concreto, las torres guiadas, los sistemas de producción submarinos, las plataformas TLP (plataformas de piernas tensionadas verticalmente), y las plataformas de uso múltiple tanto de acero como de concreto. Las soluciones antes mencionadas, probadas en otras partes del mundo, presentan un reto adicional para su análisis y evaluación respecto a la solución conocida con el nombre de jacket. Petróleos Mexicanos ha invertido cuantiosas sumas en el acondicionamiento de los patios de fabricación, en la capacitación del personal y en la certificación de diseño y construcción de plataformas. La solución estructural para aguas profundas en acero, que es también del tipo jacket, es factible de llevarse a la práctica en México debido a las siguientes razones:





Porque se dispone de tecnología conocida y probada. Por economía, pues se cuenta con la infraestructura de materiales nacionales y patios de construcción. Por posibilidades de fabricación e instalación con los recursos humanos y físicos disponibles. Por la seguridad que representa contar con cerca de 100 estructuras de este tipo cuyo proyecto, construcción e instalación se realizó con recursos nacionales.

ANTECEDENTES Con objeto de disponer, a través del Instituto Mexicano del Petróleo, de la tecnología para desarrollar la ingeniería de una estructura de acero de has148

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

ta 200 m en el mínimo tiempo, se requirió revisar todos los parámetros que regían el diseño, tales como: oceanográficos, geofísicos, geotécnicos, sísmicos, económicos y financieros, así como también el ámbito de aplicación. Con los datos validados se desarrolló el proyecto, que comprendía entre sus análisis estructurales más relevantes los producidos por los elementos ambientales y los correspondientes a cada una de las etapas de construcción. Fijados los alcances del proyecto, se visualizó la conveniencia de que el desarrollo de éste fuera asesorado por una compañía de prestigio internacional en los aspectos de análisis, diseño, fabricación, transporte e instalación. Se aceptó la selección de una compañía que brindara a Pemex-IMP la mejor opción en la solución del problema y en la inmediata transferencia de la tecnología requerida, para que con la aplicación de recursos nacionales, México pudiera solucionar en el corto plazo el diseño, fabricación e instalación de plataformas de acero en aguas profundas.

SOLUCIÓN ESTRUCTURAL PARA AGUAS PROFUNDAS Premisas de análisis El propósito fundamental del diseño estructural de plataformas marinas para aguas profundas es lograr una estructura económica y segura que cumpla con una serie de requisitos funcionales. Para este fin se ha requerido desarrollar un nuevo tipo de configuración estructural, en la que se tiene como premisa el conocimiento de los materiales, sobre todo de aquellos fabricados en México, de la mecánica del comportamiento y del análisis estructural. También dentro de este propósito se estableció la filosofía de que cada uno de los elementos estructurales que componen la plataforma deberían ser capaces de:





Soportar todas las cargas y deformaciones que se presenten durante la construcción, transporte e instalación, con la máxima seguridad. Tener la durabilidad de diseño durante toda la vida útil de la estructura, a fin de soportar el equipo para perforación y/o producción. 149

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase




Soportar con seguridad todas las cargas accidentales y permanentes que se presenten por la acción de sismos de máxima intensidad en la zona, oleajes, corrientes y vientos.

Descripción de las características generales de una plataforma marina para aguas profundas Una plataforma marina para aguas profundas se compone de las siguientes partes (ver figura 2). Superestructura. Es la parte de la estructura ubicada arriba del nivel medio del mar, que se apoya sobre la subestructura. Sus elementos estructurales principales son: vigas armadas, perfiles laminados y tubos (ver figura 3). Subestructura. Es aquella que da apoyo a la superestructura y se extiende desde el nivel medio del mar hasta el fondo. Se compone principalmente de elementos tubulares (ver figura 2). Cimentación. Son todos aquellos elementos tubulares embebidos en el suelo marino, que se prolongan a partir de él, a lo largo de la parte interior de las piernas de la estructura, hasta hacer contacto con la superestructura (pilotes principales), o bien, a todo lo largo de la parte interna de las faldas de la subestructura (pilotes faldón). Es de entenderse, sin embargo, que el número de pilotes principales, faldón, plantas, dimensiones de elementos estructurales, etc., dependerá de la profundidad del fondo marino, el tipo de suelo, y las condiciones ambientales del sitio particular en el cual se requiera instalar la estructura, así como la función de ésta.

Procedimiento de diseño El procedimiento que sigue el diseño de una estructura para las profundidades referidas, consiste en cuatro pasos principales: a) Selección de la configuración estructural. b) Determinación de las cargas que actúan sobre ella. c) Cálculo de las fuerzas y momentos internos de los componentes estructurales. 150

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

d) Selección del material y dimensionamiento de los miembros y conexiones que integran la estructura. Los pasos b, c y d se ejecutan para las seis etapas que se presentan a lo largo de la vida útil de la estructura: fabricación, carga a la barcaza, transportación, instalación, operación normal y condiciones extremas. Este procedimiento se aprecia esquemáticamente en la figura 4.

Condiciones de diseño Durante el diseño de una estructura de esta naturaleza deben considerarse todos los tipos de carga probable, así como sus combinaciones más desfavorables. Podría pensarse que las cargas que se presentan en la condición de olaje de tormenta rigen por sí solas el diseño global de la estructura, o aquellas presentes en la condición de transportación. Sin embargo, no es así, puesto que el diseño global de la estructura es regido por las cargas que se habrán de presentar en todas y cada una de las condiciones por las que pasará la estructura a lo largo de su vida. Por lo tanto, todas las fases de la vida de la estructura que deben considerarse se pueden clasificar en las siguientes condiciones de diseño.





Fase de operación normal. Es aquella que se define cuando la estructura queda instalada. Sus condiciones principales son: durabilidad (vida por fatiga) y supervivencia (tormenta y sismo extremos). Fases temporales. Son aquellas condiciones que se presentan de una manera temporal en la estructura, fabricación (elevación de marcos principales), carga a la barcaza de la subestructura, transportación de sub y superestructuras, lanzamiento de subestructura, izaje de sub y superestructura y pilotaje e inyección de concreto para pilotes faldón y principales.

La importancia de las diferentes condiciones de diseño depende de las dimensiones de la estructura, del equipo disponible para su fabrica-

151

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

ción e instalación, de los parámetros ambientales y de las condiciones del suelo marino.

Parámetros ambientales de diseño Para realizar el diseño adecuado y seguro de una plataforma con aguas profundas, es de gran importancia contar con datos ambientales confiables y realistas. El primer paso al iniciar un diseño debe ser el examen riguroso de la información ambiental disponible y requerida, es decir, las características generales, riesgos y condiciones metereológicas, oceanográficas y sísmicas del sitio de instalación. Todas las cargas que se ejercen en la estructura y que provienen del medio ambiente, se basan en la suposición de que actuarán en dicha estructura, una vez en 1 año, una vez en 10 años o una vez en 100 años; es decir, sus periodos de retorno varían de 1 a 100 años. Sin embargo, la estructura en sí se diseña para una vida útil de entre 20 y 30 años. Esta aparente desproporción se debe a que no se dispone de la información ambiental suficiente. A manera de ejemplo, podría decirse que si se supieran las condiciones ambientales exactas que habrían de ocurrir en determinada localización en los próximos 30 años, entonces se podría diseñar alguna plataforma para satisfacer dichas condiciones y la vida útil de ellas sería de 30 años. Las condiciones ambientales que se habrán de presentar cada 100 años son las condiciones extremas, y hay 2 tipos de ellas: los oleajes y vientos, y los sismos. Las condiciones ambientales para la estructura en operación son los oleajes y vientos máximos con los que la estructura puede operar; y las que se relacionan con la estructura durante su instalación, son los oleajes y vientos máximos que se presentan en la época del año en que se habrá de instalar la estructura. En todos los casos anteriores, las condiciones ambientales de oleaje, vientos y sismo, requieren un periodo de medición mínimo de 5 años para que representen una base de datos confiable en la predicción de condiciones extremas. Hasta ahora, las principales fuentes de información de las condiciones oceanográficas para la Sonda de Campeche han sido mediciones vía 152

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

satélite, observaciones visuales de barcos mercantes y, en forma muy aislada, con sistemas instrumentados de registro. Esto implica que al no disponer de una base de datos realista, las predicciones de oleajes y vientos de 100 años resulten muy conservadoras, lo que conduce a diseños estructurales más "pesados" y por lo consiguiente costosos. Lo mismo que para las condiciones oceanográficas puede decirse de las sísmicas, en donde la fuente de información es prácticamente nula. La Sonda de Campeche se considera una zona asísmica (no generadora de sismos), sin embargo, susceptible de captar movimientos de sismos lejanos. De esta forma, por no contar con registros de mediciones sísmicas en la Sonda de Campeche, caemos en el terreno de las probabilidades: ¿Cuánta probabilidad hay de que un movimiento sísmico distante se propague hasta la Sonda de Campeche y ahí amplifique su efecto? La respuesta a esta interrogante está en las leyes de propagación y atenuación de ondas sísmicas con epicentros distantes, pero cabe advertir que el resultado de una predicción de este tipo podría conducir a espectros sísmicos muy severos y al consiguiente diseño estructural "sobrado". Los parámetros ambientales de mayor importancia en el diseño son los relacionados con la profundidad, oleaje, corriente, viento y ráfaga, marea, temperatura, crecimiento de fauna marina y sismicidad del sitio de instalación.

Parámetros geotécnicos de diseño Los pilotes de la cimentación se caracterizan por ser elementos esbeltos, que se instalan en el interior de las piernas o de las faldas de la estructura, y llegan hasta ciertas penetraciones especificadas abajo del lecho marino. Los parámetros geotécnicos de mayor importancia en el diseño de los pilotes de cimentación son los relacionados con la capacidad de carga axial (o a lo largo del fuste), y con la capacidad de carga lateral del pilote. La capacidad de carga axial del pilote la componen la resistencia friccionante y la resistencia en la punta del suelo, mientras que la capacidad de carga lateral del pilote se relaciona con la resistencia al cortante del suelo. Debe notarse, por las experiencias anteriores en este tipo de estructuras, que las fallas en los pilotes debidas a cargas laterales que exceden su capa153

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

cidad flexionante se presentan en un punto ubicado bajo la línea de lodos a una distancia de entre 10 y 15 veces el diámetro del pilote; por lo tanto, es en esta región donde los estudios geotécnicos deben ser más refinados.

APLICACIÓN PARA EL DISEÑO DE UNA PLATAFORMA DE PERFORACIÓN EN LA LOCALIZACIÓN ZAZIL-HA Como resultado concreto de los trabajos y los desarrollos tecnológicos llevados a cabo por Pemex-IMP, en relación con la solución estructural para aguas profundas, se dispone ya del diseño completo de la plataforma de perforación para ZAZIL-HA, en una profundidad de 150 m, cuyas bases de diseño se establecen a continuación.

Características generales de la plataforma Se desarrolló un nuevo tipo de configuración estructural, tal como puede apreciarse en la figura 2; la subestructura de la plataforma ZAZIL-HA tiene 8 piernas con espesores y materiales variables a lo largo de su longitud, pero con un diámetro interior constante de 52 pulgadas; tiene 8 plantas de arriostramiento horizontal espaciadas aproximadamente cada 22 m, compuestas de elementos tubulares cuyos diámetros van de 14 a 42 pulgadas; está estructurada verticalmente de acuerdo con el criterio sísmico del reglamento norteamericano API (American Petroleum Institute); tiene 8 pilotes principales con diámetros exteriores constantes de 48 pulgadas y 4 pilotes faldón con 72 pulgadas; asimismo, tiene 4 faldas de 74 pulgadas de diámetro interior. La superestructura de esta plataforma conserva prácticamente las mismas características de las empleadas en aguas medias; esto se previó así con el objeto de poder emplear el mismo equipo de perforación que se utiliza en aguas medias. La figura 3 muestra la forma y dimensiones generales de la superestructura. Se pueden apreciar básicamente 2 diferencias importantes entre ésta y la de aguas medias. a) La separación entre los ejes 2 y 3 es de 13.716 m (45 pies) contra 12.192 m (40 pies) que se emplea en aguas medias. La razón de 154

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

esto es por conexión con la subestructura que tiene también esta separación entre ejes interiores para mejorar su estabilidad durante la transportación. b) La cubierta está reforzada con diagonales verticales para resistir las fuerzas sísmicas.

Validación de información ambiental Con la información disponible, se definieron los factores de seguridad y los esfuerzos permisibles que deberían aplicarse a la estructura en cada uno de los diversos tipos de análisis referidos anteriormente. Asimismo, se definieron los parámetros ambientales del sitio de ZAZIL-HA, los cuales se indican en forma gráfica en las figuras 5 a 8. Además, también se establecieron los datos geotécnicos del suelo en la localización ZAZIL-HA, relacionados con los análisis de oleaje de operación y de fatiga, de oleaje de tormenta y de sismo, capacidad última para pilotes y capacidad de carga de placas apoyadas en el suelo marino. Los resultados se presentan en las figuras 9 a 15.

Datos generales del proyecto Se establecieron los pesos de los equipos y accesorios requeridos por el proceso de plataforma, que de manera desglosada se enlistan en la siguiente tabla.

Equipo

Código

Con equipo de perforación Vacío

Cubierta de producción Separador de pruebas Tanque colector de drenaje Sumidero Tanque de almacenamiento de gas para instrumentos Bomba de refuerzo para agua marina

Operación

FA-1101 FA-1601 FE-1602

57.1 3.0 18.0

126.2 6.0 32.0

FA-1501 GA-1302

0.2 5.0

0.2 10.0

155

Sin equipo de perforación Vacío

Operación

57.1 3.0 18.0

126.2 6.0 32.0

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Equipo

Código

Con equipo de perforación Vacío

Bomba de drenaje Bomba de drenaje aceitoso Corredor de diablos Paquete de inyección Sistema de gas inerte Pedestal de grúa Bomba diesel antifuego Bomba eléctrica antifuego Bombas varias (2) Panel de control de pozos Panel de suspensión Bomba de agua fresca (2) Tanque de almacenamiento de agua fresca Tanque de agua fresca (2) Cápsula de salvamento (2) Panel de gas Celdas solares

GA-1601/R GA-1602/R HR-1001 PA-1250 PA-1650

Operación

0.2 1.2 50.1 2.0 1.0 70.0 10.0 10.0 0.4 4.0 2.4 1.1

0.2 1.2 54.1 4.0 1.0 144.0 12.0 12.0 0.4 4.0 2.4 1.1

22.0 30.0 16.0 2.4 1.0

Sin equipo de perforación Vacío

Operación

50.1

54.1

70.0 10.0 10.0 0.4 4.0 2.4

107.0 12.0 12.0 0.4 4.0 2.4

196.3 210.2 38.0 2.4 1.0

22.0

109.3

8.0 2.4 1.0

19.0 2.4 1.0

307.1

858.7

258.4

487.8

202.7 150.4 667.7 151.4 828.3 533.9

2.0

1 011.7 751.2 667.7 756.8 828.3 889.7 1 266.1 454.0 991.2 94.5 3.0

2.0

3.0

SUMA

2 536.4

7 714.2

2.0

3.0

TOTAL

2 843.5

8 572.9

260.4

490.8

GA-1001/A GA-1001/B GA-1002/R

GA-1351/R FB-1351 FB-1352/3 SC-1001/2

SUMA Cubierta de perforación Módulo de lodos Módulo de líquidos Módulo de bombas Módulo de almacenamiento Módulo de máquinas Módulo habitacional y helipuerto Tubería en patio Tubería preparada Base de la grúa Grúa Quemador (2)

CV-1751

Tabla 1. Pesos del equipo en una plataforma de perforación actual en toneladas.

156

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

Asimismo, se definieron todas las cargas muertas y vivas a usarse en las diversas áreas de trabajo de las cubiertas de la superestructura, así como la geometría global de ésta. Se identificó también que las piernas de la subestructura deberían abrirse en 1:8 en la dirección longitudinal, y 1:12 en la transversal. Se identificó que algunos accesorios de la estructura requerían un diseño detallado, tales como: tubería de sumidero, placas de apoyo, guías para conductores, orejas de izaje, correderas de lanzamiento, placas de cierre en los extremos de las piernas, tubería de inyección de agua, lechada y venteo, etcétera. Finalmente, se estableció el número y tipo de dibujos estructurales requeridos para la etapa de fabricación de la estructura.

Consideraciones generales de diseño Se estableció que todos los elementos estructurales tubulares de la plataforma deberían diseñarse de acuerdo con el reglamento norteamericano API-RP-2A, última edición; y las trabas armadas con el reglamento AISC del Instituto Norteamericano de Construcciones de Acero. La estructura se diseñó para todas las condiciones de carga presentes en cada uno de los siguientes análisis: 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9)

Oleaje de operación y tormenta. Dinámico de oleaje. Sísmico de resistencia. De fatiga. Cargado a la barcaza. Transportación. Esfuerzos durante el lanzamiento. Giro a la posición vertical e izaje. Estabilidad de apoyo en el fondo.

En párrafos subsecuentes se da una descripción de la importancia de cada uno de ellos.

157

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Análisis de oleaje de operación y tormenta Para ejecutar este análisis se simuló numéricamente una estructuración que estaba cerca de la mostrada en las figuras 2 y 3. El objetivo fundamental de este análisis fue verificar que todos aquellos elementos estructurales del arreglo original resistieran los esfuerzos internos generados por el peso del equipo descrito en la sección anterior, así como las cargas del oleaje y el viento. Para este análisis se supusieron las condiciones geotécnicas dadas en las figuras 10, 11, 12 y 13 para operación y tormenta, así como las dadas en las figuras 5 y 6 para las alturas y periodos de ola, y velocidad de viento y ráfaga respectivamente. La figura 16 muestra gráficamente las características de este análisis. Después de finalizar el análisis se identificó que la estructura requería 8 pilotes principales de 48 pulgadas, 4 pilotes faldón de 60 pulgadas, y las cubiertas no requerían refuerzos verticales tipo "pata de gallo". Además, en general, los espesores y los materiales requeridos para estas condiciones de carga fueron inferiores a los mostrados en las figuras 2 y 3. Análisis dinámico de oleaje de tormenta Debido a la altura de la estructura, y a sus características de rigidez y masa, se puede considerar a ésta como un "péndulo invertido", es decir, la mayor parte de su masa se conserva en la parte superior, de ahí que su comportamiento dinámico muestre tendencias a "cabecear" cuando se le somete a las cargas de oleaje. En otras palabras, cuando el oleaje incide sobre la estructura, ésta tiende a deformarse en la misma dirección del oleaje, y además a modificar esta deformación debido al "cabeceo". Las fuerzas que originan este último son las fuerzas de inercia debidas a la masa de la plataforma. La figura 17 muestra gráficamente las características de este análisis. Se calcularon estas fuerzas de inercia considerando el espectro de oleaje de tormenta dado en la figura 7. Una vez determinada su magnitud y distribución, se agregaron al análisis de oleaje de tormenta descrito en la sección anterior.

158

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

Análisis sísmico de resistencia Con la estructura definida según los dos análisis anteriores, se procedió a ejecutar un análisis sísmico en el dominio de la frecuencia empleando el espectro de resistencia dado en la figura 9; algunas características de este análisis se muestran en la figura 18. El análisis procedió como sigue: se distribuyeron las masas de la cubierta en los puntos nodales y se determinaron sus formas y periodos naturales de vibración, y los coeficientes de participación. Como era de esperarse, la participación mayor correspondía con el primer modo, es decir, la estructura vibra predominantemente como péndulo. El periodo fundamental de la estructura fue de 2.56 segundos. Al finalizar este análisis se identificó que la estructura requería incrementos notables en los espesores de los pilotes principales, cambiar el diámetro de 60 a 72 pulgadas en los pilotes faldón, así como incrementos de espesores en una gran parte de los elementos estructurales. También se requirió reforzar las cubiertas de la estructura tanto en forma horizontal (diagonales interiores formando secciones tipo diamante y cruz), como vertical (diagonales exteriores tipo pata de gallo). Cabe mencionar que los espectros mostrados en la figura 9 tienen una forma muy poco usual (dos mesetas) y que la primer frecuencia natural de la estructura se ubica prácticamente en el máximo de la segunda meseta del espectro; por lo tanto, se requirió evaluar cuidadosamente la alternativa de validar dicho espectro, con el objeto de que en futuros proyectos para aguas profundas se establezca definitivamente la importancia de los efectos sísmicos y, logísticamente, su influencia en el tipo de estructuras que se pueden esperar. Para esta validación, se estableció contacto con el Instituto de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). Análisis probabilístico de vida por fatiga Debido a la naturaleza dinámica (cíclica) de las olas de mar, los esfuerzos en los miembros estructurales y en sus uniones tendrán un carácter oscilatorio de aumentar y disminuir siguiendo una secuencia intermina159

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

ble de ciclos de carga y descarga. Si a esto agregamos las características geométricas de la estructura, particularmente de las juntas en donde hay grandes concentraciones de esfuerzo, terminaremos aceptando la posibilidad de que, de manera inesperada, uno de los puntos de alguna junta de la estructura pueda fatigarse y mostrarlo físicamente con el crecimiento de una pequeña grieta, tal como se advierte en la figura 19. Así entonces, fue necesario ejecutar este tipo de análisis para verificar la vida por fatiga de varios puntos críticos en todas las juntas de la subestructura, tomando como criterio fundamental que la vida por fatiga debería ser por lo menos 2 veces la vida útil de la estructura, es decir, 60 años. Debe mencionarse que este análisis se ejecutó empleando los espectros de oleaje definidos en la figura 7 y los datos geotécnicos de las figuras 10 y 11. También cabe aclarar que éste se realizó después del análisis sísmico. De entre los resultados más interesantes, destaca el hecho de que la vida por fatiga más pequeña fue de 400 años: esto se debe principalmente a que la estructura está muy reforzada para resistir al sismo y la fatiga no representa ningún problema. Como dato adicional, vale la pena mencionar que el reglamento API-RP-2A establece que para estructuras marinas cuyo periodo fundamental sea menor de 3 segundos, no es necesario el análisis por fatiga, y como se mencionó anteriormente, el periodo fundamental de la plataforma para ZAZIL-HA fue de 2.56 segundos. Análisis de carga a la barcaza El procedimiento empleado para cargar la subestructura (jacket) a la barcaza de transportación consiste simplemente en arrastrar el jacket sobre las vigas de deslizamiento del patio de fabricación, para poco a poco ir abordando las vigas de deslizamiento que están sobre la barcaza. Esta operación se inicia cuando se "acodera" la barcaza al muelle de carga del patio, y termina cuando la estructura queda instalada a bordo de la barcaza. En la figura 20 se puede apreciar más objetivamente esta maniobra. Esta operación, aparentemente simple, tiene el riesgo de que en algún momento, al ir abordando el jacket, la barcaza se sumerja demasiado por un mal destraslado, y la estructura pierda soporte en la barcaza, o 160

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

bien, debido a un pequeño oleaje del río la barcaza tienda a subir de su nivel normal y trate de cargarse a toda la estructura. En ambos casos se forma un pequeño "escalón" (hacia arriba o hacia abajo), por el cual debe pasar el jacket. Fue entonces necesario identificar la magnitud recomendable de este escalón para todas las posiciones por las que pasa la estructura durante su carga a la barcaza. El límite de este desnivel, para la estructura definitiva, empleando la barcaza denominada BAR 398, fue de 2.54 cm (1 pulgada). Análisis de transportación Después de que la subestructura queda instalada sobre la barcaza en el río, se inicia una nueva etapa: la transportación de la estructura al sitio de instalación. Durante su viaje, la estructura estará sujeta a movimientos de balanceo (giros alrededor del eje longitudinal de la barcaza), de cabeceo (giros alrededor del eje transversal de la barcaza), y de sustentación (oscilaciones verticales). Estos movimientos, a su vez, serán mayores o menores dependiendo de las condiciones del mar. De cualquier manera, es evidente que si éstos son grandes, originarán grandes fuerzas de inercia debidas a la masa de la estructura en movimiento. Esta maniobra se muestra en la figura 21. Con la estructuración definida en el análisis sísmico, y con la barcaza BAR 398, se realizó un análisis de movimientos para identificar, según el espectro de oleaje para las condiciones de invierno (altura de ola significante = 7.62 m), las aceleraciones máximas. Con ellas se determinaron las fuerzas de inercia en la estructura y se completó el análisis estructural. Sólo unos cuantos miembros de la estructura fueron rediseñados para esta condición, a pesar de que la estructura sobresalía libremente de la barcaza poco más de 30 m. Análisis de esfuerzos durante el lanzamiento Cuando la estructura arriba a su destino final, es necesario "bajarla" de la barcaza de transportación. Esta operación se conoce como lanzamiento, y se lleva a cabo de la siguiente manera: 161

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase






se inunda la barcaza por popa, de tal forma que se genera un ángulo inicial de lanzamiento (se calculó en 2.34 grados); se tira de las orejas de botadura del jacket, por medio de un par de malacates colocados en la proa de la barcaza; cuando la estructura rompe la resistencia de fricción estática entre sus correderas y vigas de deslizamiento, inicia su movimiento hacia el agua (se calculó el tiempo de lanzamiento y recuperación a la flotación libre de 50 segundos).

Esto implica una operación bastante crítica para la estructura, que es el momento en que su centro de gravedad pasa sobre los pernos de giro de las vigas/balancín; éstas son un par de vigas móviles colocadas en la popa de la barcaza, que tienen por objetivo suavizar la entrada del jacket al agua. Cuando llega este instante, la estructura está a punto de girar y abandonar la barcaza, y cuando esto pase, prácticamente todo su peso estará soportado sólo sobre las dos vigas/balancín, cuya longitud es de 15.138 m. Es de imaginarse que para esta condición se requiere reforzar la zona de la estructura que está en contacto con los balancines en el instante de giro. Esta operación se aprecia gráficamente en la figura 22. Después de analizar las tres posiciones más críticas durante el lanzamiento, se reforzaron los marcos interiores de la estructura con diagonales verticales y canutos, en una región comprendida principalmente entre la 5a., 6a. y penúltima plantas, que es donde se localiza el centro de gravedad de la estructura. Análisis de giro a la posición vertical El siguiente paso después de que la estructura flote libremente, es el giro que ésta habrá de experimentar desde su posición horizontal hasta la vertical. Esta operación se aprecia gráficamente en la figura 23. Con el objeto de que la estructura no salga mucho del agua, para no demandar tanta carga a la grúa, se ha diseñado un sistema de inundación controlada, para que mediante la inyección de ciertas cantidades de agua en cada una de las piernas de la estructura, y con el tiro vertical del gancho de la grúa, aquélla pueda ir cobrando poco a poco la posición vertical. 162

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

En el caso de nuestra estructura para ZAZIL-HA se limitó la carga en la grúa a 400 toneladas, y la altura máxima que la estructura sale del agua es de 25 m, lo cual puede ser perfectamente factible de operar con el equipo marino disponible. Análisis de estabilidad de apoyo en el fondo Cuando la estructura está muy cerca de posarse en el fondo marino según se ve en la figura 24, en su localización definitiva, estarán totalmente inundadas sus piernas, y la grúa estará a punto de soltarla. Surgen aquí dos interrogantes principales: ¿Las dimensiones de las placas de apoyo de la estructura son suficientes para soportar todo el peso de la misma, más el oleaje y la corriente durante el lapso de carga al fondo marino? ¿Con qué oleaje máximo es posible instalar la estructura dentro de un adecuado margen de seguridad? La respuesta a estos planteamientos se obtuvo mediante el análisis de estabilidad, en función de los datos del suelo dados en la figura 15. Los requerimientos del análisis resultaron:
Un área total de apoyo de 1 147 m2.
Altura de ola máxima para proceder con la instalación de 4.6 m.

CONCLUSIONES La solución estructural presentada en este trabajo confirma la necesidad de realizar estudios de previsión que sean oportunos. Para este caso particular, se dispone, a través del Instituto Mexicano del Petróleo, de la tecnología estructural para el diseño de plataformas marinas metálicas en tirantes de agua hasta 200 m. A partir de este trabajo se desarrollaron algunos programas de interfase para el diseño estructural, se capacitó al personal técnico especialista del IMP y se optimizaron criterios empleados en diseño, fabricación e instalación de plataformas marinas a partir del intercambio técnico en la materia con las diferentes compañías e instituciones.

163

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Se capitalizó la experiencia de la ingeniería reconocida y probada en el nivel mundial para aplicarse a las soluciones de las necesidades de Pemex con recursos nacionales. Se ha reducido al mínimo la dependencia de tecnología extranjera para el diseño estructural de plataformas de acero localizadas en tirantes de agua hasta 200 m. Sin embargo, es importante reconocer nuestra dependencia extranjera respecto al diseño y fabricación de equipos e instrumentación para ejecutar estudios geofísicos y geotécnicos, indispensables para el diseño de la cimentación de una estructura, aun cuando dichos estudios se realizan con ingeniería y mano de obra nacionales. Con relación al espectro sísmico utilizado en el diseño, se identificó que para aguas profundas era mandatorio dicho fenómeno, por lo que se decidió efectuar su validación en el Instituto de Ingeniería de la UNAM. Resultados que se disponen en este momento ratifican que el espectro sísmico corresponde a los utilizados antes del año 1979 por el API. Esta revisión, en principio, implica una disminución del 20% del peso total de la estructura. Por lo que se refiere al análisis del medio ambiente, seguimos dependiendo de los datos oceanográficos y meteorológicos de una empresa extranjera que haga predicciones, por lo que se proponen campañas permanentes para la obtención de datos de esta naturaleza, cuya operación y mantenimiento esté a cargo de Petróleos Mexicanos, bajo la asesoría o dirección de alguna institución de prestigio. Lo anterior permitirá, con el tiempo, acumular datos reales que trascenderán en el diseño de las estructuras y que, probablemente, como sucede con el espectro sísmico, podría tenerse en este momento un sobrediseño por el fenómeno de oleaje. Por lo anterior, la conclusión principal de este trabajo puede resumirse en dos puntos: 1) Se dispone de la tecnología para desarrollar la ingeniería de proyecto, de los patios para fabricación y equipos de montaje, de los materiales tubulares y recursos nacionales para fabricar, transportar e instalar una estructura de acero con funciones de perforación y/o producción en aguas profundas con tirantes de hasta 200 m.

164

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

2) Se requiere impulsar el desarrollo tecnológico para que se disponga de programas de computadora de edición nacional, así como la promoción y apoyo para realizar campañas permanentes encaminadas a la obtención de datos oceanográficos, meteorológicos y sísmicos.

Figura 1. Localización de pozos en perforación y campos productores.

165

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Cubierta de perforación Cubierta de producción

Superestructura

Marea máxima = 1.60m.

Zona de variación de mareas.

Nivel de bajamar media Subestructura Peso estructural de subestructura= 4 177 toneladas Pesos no estructurales= 976 toneladas. Peso estructural de pilotes= 3 566 toneladas

Faldas

Fondo marino, pilotes

Pilotes

Faldón Principales

Figura 2. Marco longitudinal. Plataforma de perforación en 150 m de profundidad de agua.

166

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

1

3

2

4

47 600 Cubierta de perforación ELEV. + 21.844

4 572

12 192

13 716

12 192

4 572

Cubierta de producción ELEV. + 15.383

ELEV. + 6.096

Peso estructural = 850 toneladas

Figura 3. Forma y dimensiones generales de la superestructura.

Selección de la configuración estructural

E T A P A No.

Determinación de las cargas que actúan en la estructura según la etapa No. 1, 2, 3, 4, 5 o 6

1.

Fabricación

2. Cargado a la barcaza Cálculo de las fuerzas y momentos internos de la estructura

3. Transportación 4. Instalación 5. Operación

Selección del material y (re) dimensionamiento de miembros y conexiones

6. Condiciones extremas

Configuración estructural final

Figura 4. Procedimiento de diseño para las diversas etapas de la vida de la estructura.

167

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Altura de ola (metros)

Periodo de retorno: 100 años (To = 16 segundos) Periodo de retorno: 1 año (To = 12 segundos)

20.574 13.716

Nivel medio del mar

0.00

Figura 5. Altura de ola para el sitio de ZAZIL-HA.

Periodo de retorno

Viento sostenido (1 minuto)

Ráfaga instantánea

100 años 1 año

275.95 km/h 124.08

336.36 km/h 148.16 km/h

Figura 6. Velocidades de viento para el sitio de ZAZIL-HA.

168

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

1800

1

Espectro empleado en el análisis dinámico de oleaje

Densidad espectral f (pies ciclo/s)

1500

2

2

1000

500

400 300

Espectro de oleaje empleado en el análisis por fatiga

200

100 50 0.010

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

Frecuencia f (ciclos/s) 1

Espectro de energía de oleaje asociado con la tormenta de 100 años (dirección de aproximación del oleaje : Norte). Campo ZAZIL-HA.

2

Espectro de energía de oleaje asociado con la tormenta de 100 años (dirección de aproximación del oleaje : Oeste). Campo ZAZIL-HA.

Figura 7. Espectros para el análisis de oleaje de tormenta y de fatiga.

169

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Nivel medio

Crecimiento duro

Crecimiento suave

del mar Espesor: 1 a 3 cm

Espesor: 5 a 10 cm

Espesor: 3 a 5 cm

Espesor: 5 cm

Espesor: 2 cm

Espesor: 2 a 3 cm

10 m

30 m

50 m

Línea de lodos

Figura 8. Crecimiento de fauna y flora marina para el sitio de ZAZIL-HA.

170

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

III Guerra y Esteva/1978 - I.I./UNAM IV Preliminar diciembre/86-Chávez - I.I./UNAM

Vida de diseño = 25 años 5% amortiguamiento

Supervivencia

0.3

Resistencia 0.2

I

II

III

0.1

IV

0.08 0.07

0.03

0.05

0.1

0.2

0.3

0.4 0.5

0.8

1

2

3

4

5

Periodo (s)

Figura 9. Espectros sísmicos de resistencia y supervivencia.

1000

p Resistencia del suelo (lb/pul)

Fracción de la aceleración de la gravedad

I Espectro de ductilidad, campo Akal-R. Guzmán-1982 II Espectro de diseño R. Guzmán-1982.

4000

3000

2000

1000

0 0

10

20

30

50 40 y deflexión del pilote (pul)

Figura 10. Curvas p-y para oleaje de operación y fatiga φ = 48".

171

6 7 8 9

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Figura 11. Curvas p-y para oleaje de operación y fatiga φ = 72". p Resistencia del suelo (lb/pul)

4000

5000

2000

1000

0 0

10

20

30

40

50

y deflexión del pilote (pul)

Figura 12. Curvas p-y para tormenta y sismo φ = 48".

172

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

p Resistencia del suelo (lb/pul)

5500 5000

4000 3000

2000 1000

0 0

10

20

30

40

50

60

70

y deflexión del pilote (pul)

Figura 13. Curvas p-y para tormenta y sismo φ = 72".

173

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Capacidad de carga última (kilolibras) 0

2500

5000

7500

20

10000

12500

15000

Arcilla limosa

(26')

40

Arcilla blanda

(41')

60

Profundidad (pies)

80

Arcilla poco firme a muy fuerte

100 120 140 160

(165') (175')

180

Arcilla muy firme

200 Arcilla calcárea poco firme

220 240 (255')

260

(275')

280

(300')

300

Arcilla calcárea muy firme Arcilla calcárea Arcilla calcárea dura

320 340

(331')

Figura 14. Curvas de capacidad última para pilotes de 48" y 72" de diámetro.

174

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

kilolibras

Q(pulgadas )

0

1

2

3

4

5

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Asentamiento (Pulgadas)

B = 20 pies B = 30 pies

Pies B = 43'-3'' pulgadas

Zapata

B

longitud unitaria Figura 15. Líneas de capacidad de carga de placas apoyadas al suelo marino.

175

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Objetivo: Verificar el nivel de esfuerzos de los elementos estructurales durante las etapas de operación y tormenta de la estructura en sitio. Procedimiento de análisis: • Determinación de los parámetros • ambientales de operación • y tormenta • Determinación de las cargas • de equipos, vivas, muertas, etc. • Análisis estructural bajo las • conciciones anteriores • Redimensionamiento de miembros • estructurales y pilotes

Figura 16. Análisis de oleaje de operación y tormenta. Las plataformas de aguas profundas son muy esbeltas, el periodo natural de estas estructuras se acerca al del oleaje y los efectos dinámicos se vuelven muy significantes. Procedimiento de análisis dinámico por oleaje: 1. Cálculo de frecuencias y modos de vibración de la estructura. 2. Cálculo de las fuerzas de inercia a partir del espectro de oleaje y de las frecuencias de la estructura. 3. Análisis estructural

Figura 17. Análisis dinámico del oleaje.

176

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

M1

Selección de la entrada sísmica

M2

Selección del tipo de análisis estético o dinámico

Espectro sísmico

Modelo matemático

corriente

Respuesta estructural Combinación de respuesta estructural por diversas condiciones de carga Análisis de esfuerzos en miembros

Fondo marino

Revisión de cimentación

Suelo sismo

pilotes

Combinación de cargas en la estructura

Modelo

Figura 18. Análisis sísmico de resistencia. I. Objetivos. 1) Asegurar que todas las juntas tengan una vida por fatiga suficientemente amplia, mayor que dos veces la vida útil de la estructura. 2) Detectar juntas susceptibles a daños por fatiga para diseñarlas de tal forma que se aumente su vida.

Oleaje

II. Procedimiento de análisis. 1) Definición de las condiciones de oleaje en el sitio de instalación de la estructura (número y características de los estados del mar considerados), espectro del oleaje y curva S-N a utilizar. 2) Análisis dinámico y evaluación de los rangos de esfuerzos para cada junta de la subestructura. 3) Evaluación de la vida por fatiga de cada junta. 4) (Re) dimensionamiento de las juntas.

Grietas

Figura 19. Análisis por fatiga.

177

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

DIQUE

RIO

ANÁLISIS DE DIFERENTES POSICIONES DE LA SUBESTRUCTURA DURANTE LA CARGA A LA BARCAZA

ANÁLISIS DE LA SUBESTRUCTURA EN TIERRA

DETERMINACIÓN DE LÍMITES DE DESPLAZAMIENTO DE LA BARCAZA PARA EVITAR GRANDES FLEXIONES A LA ESTRUCTURA

Figura 20. Análisis de carga de la subestructura a la barcaza. Se hace con dos objetivos: 1) Escoger la barcaza más económica y suficientemente estable, para una transportación segura de la estructura. 2) Garantizar que la estructura llegue íntegramente para que funcione de manera adecuada durante su vida útil. Procedimiento de análisis: 1) Selección de las condiciones ambientales para transportación, que dependerán de la época del año en que ésta se lleva a cabo. 2) Análisis de movimientos. 3) Cálculo de fuerzas de inercia máximas probables. 4) Análisis estructural. 65.59

95.95

c.g. 17.96 9.98 39.62 m

121.92 m

Figura 21. Análisis de transportación.

178

Previsión y desarrollo de plataformas de acero para apoyar la explotación petrolera en aguas hasta 200 m

Peso propio Fuerzas inerciales

Fuerzas hidrodinámicas Fuerzas de flotación

Figura 22. Análisis de esfuerzos durante el lanzamiento.

Los objetivos del análisis son: obtener una secuencia de inundación de la estructura y las fuerzas en el bloque de la grúa, para mover la estructura de una forma segura a la posición vertical 400 ton

Piernas inundadas

Figura 23. Análisis de posicionamiento vertical de la estructura.

179

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Tiene dos objetivos: 1) Dimensionar las placas de apoyo en la base de la estructura. 2) Verificar las condiciones oceanogeográficas máximas, para instalar la estructura con plena seguridad. Procedimiento de análisis: • Se establecen los parámetros oceanográficos y geotécnicos. • Se ejecuta el análisis estructural. • Se diseñan las placas de apoyo en el nivel de la línea de lodos. Línea de lodos

Figura 24. Análisis de estabilidad de la subestructura apoyada en el fondo.

Referencias API-RP-2A-1993. Suplemento, septiembre-1996, prácticas recomendadas para la planeación, diseño y construcción de plataformas fijas de acero. AISC, última edición. Instituto Norteamericano de Construcciones de Acero. Det Norske Veritas. Reglas para el diseño, construcción e instalación de estructuras costa afuera. Instituto de Ingeniería UNAM, Mario Chávez. Análisis de riesgo sísmico en varios sitios de la Bahía de Campeche,UNAM, México. Manual de Usuarios, Programa Plataformas-IMP. Manual de Usuarios, Programa DAMS-Brown & Root. Miguel Ángel Castañeda y Roldán. Estudio del proyecto desarrollo de plataformas de acero en aguas profundas, IMP-Pemex, México. 180

CAPÍTULO III Posicionamiento geográfico de plataformas Víctor M. Valdés Ingeniero civil, UNAM, Posgrado en Construcción de Puertos (Japón 1972-1973). Exgerente de Inspección, Mantenimiento y Logística Pemex Exploración y Producción (1999). Profesor del curso de Ingeniería Civil Costa Afuera, UNAM. En memoria del ingeniero Juan Francisco Tagle Iñiguez.

Posicionamiento geográfico de plataformas

INTRODUCCIÓN La instalación de una plataforma marina se inicia con la definición de las coordenadas en donde se posicionará la plataforma exploratoria que perforará el pozo exploratorio para corroborar que los estudios elaborados por el grupo de ingenieros geólogos expertos en exploración cumplen con las expectativas de que una localización o play es susceptible de producir hidrocarburos. Este grupo es el encargado de definir las localizaciones, las cuales se determinan mediante coordenadas cartesianas cuyos valores son definidos por los técnicos en exploración. Una vez que se termina el pozo exploratorio, que se mide el potencial de producción de los hidrocarburos almacenados en el subsuelo y se delimita el horizonte del yacimiento, entonces en ese momento se decide la instalación de estructuras marinas fijas tanto de perforación como de producción, habitacionales, de compresión, de enlace para las tuberías submarinas y las correspondientes estructuras de apoyo como los trípodes de soporte para puentes, quemadores y torres de telecomunicaciones. Así, cuando llega una plataforma fija definitiva para instalarse en la Sonda de Campeche, ex profeso, ya se conocen sus coordenadas donde debe ser instalada, así como el tirante de agua existente en esa localización. Estas coordenadas son proporcionadas por el Departamento de Exploración de la Región Marina correspondiente, y es tarea de los técnicos en geodesia llevar a cabo las maniobras para que la colocación de la subestructura quede exactamente en la localización de proyecto. Para esto los técnicos deben realizar actividades de geodesia auxiliados por las técnicas satelitales que se configuran a través de los sistemas SHORAN y ARGO, que son las herramientas para lograr la exactitud del lugar donde se instale una plataforma fija en función de sus coordenadas. Para lograr esto, a continuación se presenta la tecnología que hace posible realizar esta actividad minimizando la posibilidad de errores, los cuales son aceptados en un rango de 5 m fuera de las coordenadas de proyecto y lograr la máxima exactitud en la colocación de otras estructuras en el oceáno.

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TÉCNICAS DE CAMPO Los trabajos realizados por el Departamento de Topografía Marina se clasificaron de la siguiente manera:












Reconocimiento. Selección de los puntos principales de control. Obtención de información de satélites topográficos. Translocación. Propagación de los puntos de control. Orientación de estructuras. Tirantes de agua. Batimetría. Recuperación de línea de conducción. Control del tendido de líneas. Cálculos y planos definitivos.

Reconocimiento Se realizó a bordo de un helicóptero, volando sobre el área de plataformas, para darse una idea de cuáles serían las plataformas que situadas como vértices permiten conformar los triángulos de la cadena geodésica, cuyos lados habrían de medirse posteriormente.

Selección de los puntos de control La selección de "plataformas vértices" se llevó a cabo mediante la inspección física de cada punto y estableciendo marcas consistentes en discos de fierro de 9 cm de diámetro en los lugares más apropiados para ello. Para el establecimiento de marcas se acordó que desde la posición de éstas habría que tener una visibilidad de 360°, o lo más cercana a este valor, a fin de que en cualquier momento se pudiera observar con los equipos la posible colocación de alguna estructura marina o el señalamiento de un sitio requerido. 184

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Después del recorrido, finalmente se eligieron los siguientes puntos de control ubicados en las plataformas: ABKATUM ABKATUM ABKATUM ABKATUM ABKATUM ABKATUM

1-A C D E F H

AKAL C AKAL D AKAL E AKAL F AKAL G AKAL I

AKAL J AKAL M AKAL N AKAL P AKAL R

KU KU KU KU

A B F M

NOHOCH A NOHOCH B REBOMBEO

Obtención de información de coordenadas Cuando ya se obtuvieron todos los datos de campo, con sus respectivos croquis de cada uno de los puntos situados en las plataformas, se llevó a cabo la colocación del equipo receptor de satélites Geoceiver MX-1502 punto por punto, dándoles un margen de 20 pasos mínimos en 3 dimensiones. La secuencia del trabajo en esta fase fue de la siguiente manera: Se colocó la antena del equipo directamente sobre el punto de control y se programó la unidad receptora con 5 órbitas de satélites, los que al aparecer, sobre el horizonte a +/- 15° de elevación, enviaban la información necesaria para definir la situación geográfica del punto y la altura estimada sobre el nivel medio del mar. Cuando ya se hubo completado la información de los pasos de satélite requeridos, se trasladaba todo el equipo al siguiente punto programado y así sucesivamente hasta terminar todos los establecidos en las plataformas. Simultáneamente, en el punto de control situado en Ciudad del Carmen, se grababa en cintas magnéticas la información de los pasos comunes a los demás puntos para posteriormente efectuar los cálculos de translocación.

Translocación A manera de introducción a este apartado, es necesario hacer algunos comentarios acerca de los diferentes satélites que existen para los distintos trabajos, incluyendo los topográficos.

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El desarrollo de la tecnología espacial, impulsada principalmente por la competencia militar entre las superpotencias y la curiosidad humana por explorar fuera de nuestro planeta, ha dejado como subproducto satélites que tienen muy variadas finalidades: los hay geodésicos, meteorológicos, de recursos, etcétera. En los siguientes párrafos nos referiremos a la labor que han desempeñado y que siguen desempeñando las diferentes series de satélites con aplicaciones geodésicas, como son los Pageos, Geos, Secor, Transit y Nova. Para poder discutir la potencialidad de los satélites en el campo de la Geodesia, en comparación con los métodos tradicionales, es necesario asignarle a esta disciplina un objetivo bien definido. Desde el punto científico, la Geodesia encabeza el ramo de la Geofísica sin tener mucho en común con ella; desde el punto de vista técnico, la Geodesia depende en mucho de la Meteorología; y desde el punto de vista económico, se encuentra ligado a problemas de Geología y de Ingeniería Civil. La definición anterior, compuesta por una compleja interrelación de tecnologías, es tal vez una de las razones que dificulten que la Geodesia sea reconocida por sí misma. Sin embargo, se precisa dar una definición que esté de acuerdo con los pensamientos modernos, pero al mismo tiempo que sirva de marco fundamental a los problemas convencionales. Cada uno de los cuerpos planetarios —incluyendo la Tierra— está caracterizado, entre otros parámetros, por una masa específica en rotación y por un campo gravitacional asociado, por lo que cada una de estas masas de forma casi esférica tienen una superficie definida que constituye el límite de esa masa. Una de las tareas principales de la Geodesia es describir las variaciones especiales y temporales de la Topografía de tal extensión; en otras palabras, "describir la Geometría de dicha superficie". La otra tarea no menos importante, es desarrollar un modelo matemático del campo gravitacional asociado a dicha masa. Aunque la Geodesia es la ciencia más antigua entre las demás ciencias (pues data de hace 5 000 años), su contenido y aun su nombre ha sido desconocido. 186

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Las aventuras del hombre en el espacio, sus exploraciones comerciales sobre las capas continentales y su creciente conocimiento de la ciencia, como sus relaciones con el mundo que lo rodea, le han ayudado a conocer algo de lo que es la Geodesia. Desde tiempos muy remotos se han hecho estudios para conocer la forma y dimensiones de la Tierra. Por ejemplo, en 1950 se efectuaron trabajos en el Hemisferio Sur y el servicio cartográfico de la Armada de los Estados Unidos informó acerca de los trabajos de dicho Hemisferio: envió una partida de campo a Sudán, completó un eslabón que faltaba en la triangulación a lo largo del meridiano 30° que pasa por África y el IAGS, comprobó un arco de triangulación a través de América del Sur y América Central. Estos dos arcos (desde el Norte hasta el Sur) medían más de 100° de longitud. El AMS analizó dichos resultados y de ahí se derivó una nueva figura de la Tierra, la cual era algo menor a la que antes se había aceptado internacionalmente. Otra parte de la información fue añadida por el AMS en 1958, cuando se lanzaron los primeros satélites, pues se encontró que la Tierra era un poco más achatada de lo que se suponía. Cuando se analizaron estos datos, se descubrió que el punto más cercano en la órbita del satélite estaba más cerca de la Tierra; es decir, que la Tierra es más angosta en el Norte que en el Sur. Si descartamos la Topografía (la altitud sobre el nivel del mar) tendremos solamente la superficie del mismo, la cual se conoce como geoide y es a la que nos referimos por figura de la Tierra. Se ha encontrado por diferentes medidas que la forma de este geoide es muy irregular si se compara con un elipsoide. A estas medidas se les llama alturas del geoide. Ahora debemos considerar que los mapas topográficos dan las elevaciones sobre el nivel del mar (geoide) y los mapas geoidales proporcionan las alturas del geoide con relación al elipsoide. Ambas dan la altura total de la Topografía sobre el elipsoide en cualquier punto. Para lanzar los satélites artificiales y ponerlos en órbita se necesitó un modelo de la Tierra que fuera el más aproximado como un conjunto. El AMS y la NASA eligieron el elipsoide Fisher de 1968 para este programa. 187

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Recientemente el AMS calculó una versión modificada del Datum Mercurio del 68 y los datos que arroja son: para el semieje mayor de 6 378.150 m y para el aplanamiento 1/298.3 m, donde las desviaciones del elipsoide van desde casi los 80 m abajo hasta los 60 m arriba. Campo gravitacional de la Tierra La atracción de la Tierra hace que las cosas caigan; así, un peso que cuelga de un hilo es atraído hacia el centro de la Tierra (hacia abajo), lo mismo si una partícula o molécula de agua en un recipiente es jalada por la gravedad; entonces el agua adopta la forma horizontal de la superficie que la contiene. Estas dos direcciones, la vertical y la horizontal, están dadas como naturales pero de gran importancia en Ingeniería y Topografía. En Geodesia el nivel horizontal y la línea vertical nos ayudan a determinar dónde estamos sobre la Tierra. Esta posición sobre la Tierra se determina por la latitud y la longitud. La deflección de la vertical es el problema básico que afecta nuestros cálculos, por lo cual se debe buscar un camino para corregir esto. Hemos visto que la gravitación es muy útil para encontrar posiciones y elevaciones, pero también es muy engañosa por las falsas direcciones; por lo tanto, dentro de la Geodesia es muy necesario conocerla para evaluar su influencia y determinar correctamente su aplicación en las medidas; por eso, si lanzamos un proyectil, durante el vuelo estará sujeto a las fuerzas de masas (conocidas y desconocidas), las cuales pueden empujarlo fuera de la trayectoria antes calculada, lo cual hará que falle el tiro. Los satélites están sujetos a esas irregularidades gravitacionales que tratan de jalarlos con la tendencia a cambiar sus órbitas preestablecidas causando perturbaciones. Cuando se conocen las irregularidades se podrán predecir futuras órbitas con buenos resultados. Para el estudio de tales efectos se trabaja con un modelo terrestre homogéneo, como una esfera o comúnmente como un elipsoide. Si la dirección de la fuerza de gravedad es diferente de la del modelo se llama "deflexión de la vertical" y se mide en segundos de arco. Si la intensidad de la fuerza de la gravedad es diferente de la del modelo se llama "anomalía gravitacional", y se mide en miligales. 188

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Por lo tanto, "La deflexión de la vertical" es el ángulo entre la dirección de la vertical y la normal al modelo, y es igual al ángulo entre el zenit astronómico y el geodésico. Los satélites sirven para mostrar el campo gravitacional a lo largo de la Tierra en forma externa. Resumiendo lo anterior, los tres métodos para estudiar los efectos de la gravedad de la Tierra son: a) Satélites gravimétricos desde sus órbitas. b) Gravimetría desde la superficie terrestre. c) Deflexiones astrogeodésicas por triangulación.

Figura 1

La posición horizontal de un punto es la intersección de un paralelo y un meridiano, y se expresa en términos de latitud y longitud. Para que la posición sea completa, debe incluirse un tercer valor que es la posición vertical, o sea, la altura del punto arriba o abajo del elipsoide de referencia y entonces tendremos un datum geodésico (ver figura 1). Existen diferentes técnicas para hacer mediciones con la ayuda de los satélites, pues unas miden esencialmente distancias y otras miden direcciones. 189

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Distancias por satélite El sistema SECOR determina la posición de un satélite midiendo tres distancias simultáneamente desde estaciones terrestres conocidas A, A2, A3; también la idea se puede aplicar al revés desde tres posiciones conocidas de satélite S1, S2, S3. Se fija una estación terrestre "B" desconocida con relación a ellas, entonces puede calcularse su posición respecto a las estaciones terrestres conocidas. Esto es comparable con la trilateración en tres dimensiones (ver figura 2). Direcciones medidas por satélite En los sistemas por satélites ópticos (BC-4 y cámaras Baker-Nunn) el satélite en movimiento es fotografiado simultáneamente contra un fondo de estrellas desde dos estaciones A y B en la Tierra, las que fijan el par de direcciones AS y BS para varias posiciones del satélite. Con esto se puede calcular la dirección desde la estación A conocida a una estación B desconocida, lo cual sería comparable a red de triangulación (ver figura 3). Gracias a los satélites artificiales, en el curso de la última década se ha logrado aumentar la precisión de las constantes geodésicas del globo terrestre. Los satélites pasivos Desde la década de los cincuenta, a raíz de la puesta en órbita de los primeros satélites, el Coast and Geodetic Survey de Estados Unidos, por analogía con los procedimientos de triangulación aérea que venía desarrollando con fines fotogramétricos, visualizó la posibilidad de ejecutar triangulaciones espaciales apoyándose en la observación desde puntos terrestres de dichos satélites. Esta solución netamente geométrica se basa en principios simples de Trigonometría Espacial y el requisito del satélite es que ha de ser visible desde las estaciones terrestres.

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El satélite en sí es utilizado únicamente como "punto visado", por eso se denomina con el nombre genérico de "satélite pasivo". Los lados para "triangular" andan del orden de los 4 000 km. Con el método descrito anteriormente y utilizando dos de los satélites Echo, el gobierno de los Estados Unidos hizo observaciones que le permitieron establecer 18 puntos en este país y Canadá. Como los resultados fueron satisfactorios, hicieron preparativos para un programa en el nivel mundial donde el gobierno de Estados Unidos, en cooperación con otros países, utilizaría los satélites "Pageos" con mejores características de órbita para llevar a cabo una "triangulación" que por medio de 37 estaciones enlaza los macizos continentales y algunas islas.

Figura 2

Figura 3

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Este programa se llevó a cabo en 1966 con la puesta en órbita del "Pageos I". Las observaciones se hacían por medios fotográficos: se instalaron cámaras en cada una de las estaciones para que éstas (que estaban montadas en un ecuatorial) fotografiaran varias posiciones del satélite, teniendo como fondo las estrellas que caían en el ángulo de campo. Todas las cámaras estaban sincronizadas mediante osciladores de cuarzo a 0.150 s. Muchos de estos puntos básicos determinados cuando se efectuó la triangulación mundial, y de la cual dos puntos están en la República Mexicana (Guaymas y I Revillagigedo), fueron sitios utilizados como de rastreo para proyectiles intercontinentales; asimismo, durante la observación se vio que era muy característico y fácil de registrar el efecto Doppler de las señales de radio que emiten los satélites, lo cual dio origen a los programas geodésicos mediante satélites activos. Satélites activos Para la determinación de posiciones geodésicas o campos gravitacionales mediante el uso de satélites activos, se aprovecha el efecto Doppler de las señales de radio emitidas desde los satélites. Hay dos series de satélites con esta finalidad; el Geos (ya no hay ninguno en órbita) y el Transit (existen 5 permanentemente en órbita). Antes de describir el sistema y sus posibilidades daremos una explicación muy somera de lo que es el efecto Doppler, pues se comentará con frecuencia. Si permanecemos parados frente a una pista de carreras de coches o vía de tren, nos habremos dado cuenta de que el ruido que producen los vehículos varía en su timbre al pasar frente a nosotros: es agudo antes de llegar a donde estamos y se vuelve grave conforme nos rebasa. Ésta es una demostración muy sencilla del efecto Doppler. El fenómeno es ocasionado por una ley simple que relaciona la propagación de ondas, la cual dice que: La velocidad con que una onda se propaga es igual a su frecuencia por la longitud de onda. V = Fλ

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donde V es la velocidad del sonido, F es la frecuencia de la fuente y λ es la longitud de onda. A la longitud de onda característica del ruido de un motor llamémosle λ, a la cual corresponde una λ propia del medio en el que se propaga y a estas características les corresponde una frecuencia F. Las ondas generadas por el motor se propagan en todas direcciones y éstas se ven afectadas por la velocidad propia del vehículo, en forma tal que al avanzar hacia nosotros a una velocidad V2 deberá satisfacer la condición: V1 + V2 = λ1 Fa y una vez que nos rebasa deberá satisfacer la condición: V1 – V2 = λ1 Fd La diferencia entre Fa – Fd = Ø (VZ) nos da la velocidad del vehículo (satélite) respecto al observador (estación terrestre de rastreo). Por razones físicas, el vehículo nunca pasa por el observador, cuando mucho a un lado de éste, por lo que la velocidad a considerar en el efecto Doppler no es la del vehículo, sino su proyección sobre la recta que une al observador con el vehículo. Si tratamos de distinguir los dos casos citados en un gráfico que representará la frecuencia y el tiempo tendríamos:





Debemos hacer notar que en ambos casos el cambio de frecuencia corresponde al instante en que el satélite culmina respecto al observador. Si consideramos que el observador está en movimiento por la rotación de la Tierra, el registro real no será simétrico, sino que tendrá otra apariencia (ver figuras 4 y 5). Por su parte, la relación entre las áreas bajo los segmentos de curva será el vector de posición al satélite en el momento de culminación "0".

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Figura 5

Figura 4

Figura 6

Resumiendo, el registro sistemático de la variación de la frecuencia de una señal de radio emitida por un satélite en movimiento (efecto Doppler) nos permite determinar: 1) el tiempo en que culmina un satélite con relación al observador, 2) la distancia a la cual pasó el satélite del observador, y 3) la dirección del satélite en el momento de su culminación. Por lo que se ha expuesto, es claro que estos datos son suficientes para calcular la posición del observador en el mismo sistema de coordenadas en que está definida la órbita del satélite (geocéntricas). En las figuras demostrativas del efecto Doppler, la variación de la frecuencia se ha representado como una función continua ocasionada por el cambio en la proyección de la velocidad al ir modificándose de posición el satélite; es decir, presupone una velocidad constante, que no es del todo cierta si se toman en cuenta dos factores: por un lado, las variaciones en el 194

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campo gravitacional que inducen aceleraciones variables y, por otro, que para detectar mejor estos fenómenos gravimétricos, las órbitas de los satélites no son circulares sino elípticas, lo cual de por sí presupone una velocidad variable. Lo importante es que el registro de estos cambios de velocidad (aceleraciones), por medio del efecto Doppler, permite la determinación de un modelo gravitacional para las órbitas de los satélites y su posterior reducción al nivel del mar. Por lo desarrollado del sistema de rastreo y observación de satélites activos, así como por la variedad de instrumentos que están siendo destinados día con día para resolver problemas geodésicos, más adelante se describirá el sistema de rastreo (Tranet) de los satélites activos más utilizados (Transit) y de los equipos más característicos para su observación (Geoceiver). El sistema "Red de Rastreos de Radio Doppler (Tranet) de la Armada de los Estados Unidos está compuesta de una red interenlazada de 18 estaciones de adquisición de datos Doppler". Trece de estas estaciones constituyen una red básica mundial establecida en puntos de posición conocida, cuyos datos nos dan los medios para definir las órbitas precisas de los satélites observados. Las otras 5 estaciones son móviles y destinadas temporalmente a sitios elegidos para observaciones de posición. Este sistema (Tranet) está basado en las medidas del efecto Doppler de tal forma que la cantidad física medida es la velocidad. Ahora, el efecto Doppler se genera como resultado del movimiento relativo entre satélite y observador, y es una medida directa de la relación con que cambia la distancia del transmisor al receptor. Por lo tanto, si la posición del observador es conocida con exactitud, el efecto Doppler medido definirá la velocidad del Satélite durante el tiempo de observación. Si las medidas Doppler se realizan desde varias estaciones de observación con relación al centro de la Tierra, es posible usar esta información de velocidad para una adecuada determinación del campo gravitacional de la Tierra y para calcular con precisión las órbitas del satélite. Por el contrario, si las mediciones son hechas desde un lugar desconocido, pueden ser combinadas con una órbita de satélite conocida para calcular la posición de la estación de observación. 195

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Por esta razón, las posiciones estarán directamente relacionadas con el centro de masa de la Tierra por medio de un sistema de coordenadas geocéntricas. Este sistema de rastreo (Tranet) está compuesto por una red de estaciones de rastreo, un centro de control y un centro de cálculo, el cual sirve para calcular órbitas reales y de pronóstico de satélites, predicciones de Azimut y elevación del Satélite, así como para la determinación de coordenadas de las estaciones móviles. El sistema de rastreo también tiene la capacidad de alimentar a los satélites para que éstos después transmitan información que permita identificarlos, una señal de tiempo y los parámetros de la órbita de pronóstico de cada satélite. El sistema de satélites Transit Los satélites son transmisores continuos de la información inyectada por el sistema de rastreo. Los más usados son los Transit mientras que los Geos, también utilizados para este fin, en la actualidad no están en órbita. Los satélites (Transit) tienen órbitas polares. Debido al trayecto por recorrer, un punto en la superficie de la Tierra pasa por el plano definido por la órbita del satélite cuatro veces por día. Así, con los 5 satélites que hay en uso, tienen 20 pasos por día, lo cual da un intervalo de aproximadamente 90 min entre cada uno. Como este tipo de satélites se mueve a alturas comprendidas entre 4 000 y 8 000 km por encima de la superficie de la Tierra, quedan eliminadas las perturbaciones debidas a la materia de la alta atmósfera, produciéndose configuraciones favorables de los triángulos a calcular. La translocación realizada en esta fase tuvo la finalidad de reducir al máximo los valores erróneos por los diferentes factores que afectan a las mediciones, y se llevó a cabo mediante computadoras del tipo HP3000, en donde se establecieron las correspondencias biunívocas de los pasos comunes de satélite, utilizando un programa tipo "Magnet" que al final nos dio por resultado una precisión de +/- 60 cm por punto translocado. 196

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Propagación de los puntos de control Este trabajo tuvo por objeto trasladar los valores de las coordenadas geográficas y UTM (Universal Transverse Mercator) a cada una de las patas de las esquinas conductores y centro de las plataformas, tomando como punto de partida la marca o disco sobre el cual se colocó la antena del Geoceiver MX-1502 y usando los equipos de medición DI-4, mediante una poligonal cerrada con ángulos y distancias con una precisión del orden de 1:5 000 aceptable para este tipo de trabajos en el mar.

Orientación de estructuras Al orientar una estructura, el objetivo principal es que los conductores de perforación queden en el sitio indicado de acuerdo con los proyectos iniciales, procurando que los valores sean iguales físicamente (o lo más parecido posible) en el campo. Por lo regular, y a excepción de las primeras estructuras colocadas (cuyos conductores se orientaron al norte), las demás estructuras han sido orientadas al suroeste a 45°. Al inicio, cuando el barco está colocado en el lugar donde se alojará la subestructura de la plataforma, al posicionarla se le da a éste el giro de conductores sur al oeste a 45°, auxiliándose con un sextante. Debido a la poca precisión que nos ofrece el sextante para un valor definitivo, una vez que se encuentra fija la plataforma, se lleva a cabo una orientación astronómica con los métodos de alturas del Sol, la polar y una estrella auxiliar, o con el giróscopo, según el caso lo requiera. Después de los cálculos, se determina el valor promedio mediante una aproximación de hasta un minuto. Con el valor promedio de la orientación y las distancias medias con el DI-4, se calculan las coordenadas definitivas de la estructura.

Tirantes de agua Se realizó un estudio destinado a obtener las alturas de los tirantes de agua (distancia entre el espejo del agua y el lecho marino) de todas las estructuras colocadas en el área de plataformas. Con el estudio se pretende conocer la profundidad promedio que predomina en cada uno de los 197

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campos del área petrolera. Este trabajo se realizó utilizando las ecosondas que para tal efecto trae a bordo el barco de estudios geofísicos "El Topógrafo", dependiente de este departamento.

Batimetría Se estableció dentro de un cuadro de 50 km de largo por 30 km de ancho una cuadrícula con separación de 500 m entre líneas y 250 m entre puntos tomados para conocer su profundidad con el equipo de ecosondas y PINGER ORE que nos determina la profundidad del lugar mediante el envío de pulsos en el agua, los cuales regresan a la fuente emisora y permiten después de hacer intervenir unas fórmulas conocer la profundidad en metros que se desea. Esto fue realizado con el propósito de conocer las curvas batimétricas —con equidistancias de 1 m entre ellas— que determinan la profundidad y la pendiente del área general de plataformas, encontrando que el promedio es aproximadamente de 45 m. La parte importante de este trabajo lo constituye, sin lugar a dudas, el que las embarcaciones puedan, en un momento dado, conocer la profundidad de un sitio determinado para un probable lanzamiento de subestructura, tendidos de tubería, etcétera.

Recuperación de líneas de conducción Esta fase del trabajo se lleva a cabo mediante el equipo de SMS 960, sistema de sonar de barrido lateral que por medio de ondas remitidas por rejillas laterales permite tomar fotografías del fondo marino, localizar las tubería que se encuentran tendidas y marcar —según se requiera— las coordenadas de localización, ya sean geográficas o UTM. Las fotografías poseen marcas fiduciales según la escala con que se trabaje y, además, llevan señalado el azimut en el cual se efectuó el recorrido con el barco.

Control del tendido de líneas Cuando se va a tender una línea de conducción, ya sea oleoducto, gasoducto, etc., es necesario llevar un buen control de la dirección que deberá 198

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seguir la barcaza de acuerdo con los planos de proyecto; esto es, cuidar los rumbos de partida y de llegada, así como también las diferentes curvas circulares, tangentes y radios que vayan incluidos en el proyecto. Para lograr lo anterior, se utiliza el equipo "Maxirán" y MRD-1 con sus estaciones colocadas en diferentes puntos sobre la costa o en estructuras en el mar. Las estaciones emisoras reflejan y envían la señal al equipo maestro que va colocado sobre la barcaza, observándose en el tablero frontal los 3 rangos (distancias) que existen y los cuales forman de 1 a 2 triángulos calculados e introducidos mediante un programa cuidadosamente elaborado, que determinará la comparativa entre las coordenadas y rumbos de proyecto con las reales que se van obteniendo.

Cálculos y planos definitivos Se cuenta en gabinete con 2 tipos de minicomputadoras programables que, con programas elaborados de antemano por el personal del Departamento, llevan a cabo todos los cálculos de los trabajos hechos en el campo. Así, podemos mencionar los cálculos de:









Orientaciones astronómicas. Orientación de conductores. Transformación de coordenadas. Velocidad en el agua del sonido. Medición automática MRD-1. Distancias y rumbos. Convergencias de meridianos. Translocación con satélites.

Todo lo anterior con un tiempo mínimo y con una precisión aceptable establece las bases y datos de situaciones finales de posición que guardarán las plataformas, líneas de conducción y otras estructuras en la Sonda de Campeche. Con la información anterior, se elaboran finalmente todos los planos con una escala adecuada y con información suficiente para que puedan

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ser utilizados tanto para proyectos (coordenadas UTM) como para navegación (coordenadas geográficas y rumbos).

EQUIPO UTILIZADO Para la realización de cada una de las fases de trabajo desde el reconocimiento hasta los cálculos y planos definitivos se contó con el equipo que será descrito a continuación, clasificado en 2 grupos: el primero que comprende los equipos de medición dinámica y el segundo donde se encuentran los instrumentos para trabajos sobre puntos fijos.

Equipos de medición dinámica Son los siguientes: Equipo de posicionamiento "Argo DM-54" Este sistema de posicionamiento, introducido al mercado por la Compañía Cubic Western Data en 1975, consta de una estación móvil y de 2 o 3 estaciones fijas en tierra. Alcanza una precisión de aproximadamente 5 m para cada uno de los tres rangos de 200 km durante las 24 horas del día. La estación móvil va sobre la embarcación y consta de un procesador que contiene los componentes necesarios para generar, transmitir, recibir y procesar todas las señales de mediciones en rangos, una unidad de control con pantalla de rayos catódicos e impresor alfanumérico. La determinación de la distancia respecto de las estaciones en tierra se realiza en intervalos de una vez por segundo. La computadora acoplada está programada para corregir estas distancias debido a la curvatura de la Tierra, factor de escala, índice de refracción, y calcular las coordenadas tanto UTM, como geográficas (latitud, longitud), de la posición del barco, permitiendo imprimirlas y mostrarlas en la pantalla en cualquier momento. El equipo permite también imprimir las coordenadas de la posición actual de la embarcación a intervalos previamente programados.

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El sistema puede operar asimismo, hasta con 12 estaciones móviles en una sola frecuencia y en velocidades desde cero a 20 nudos y tener un funcionamiento adecuado dentro de los límites extremos de - 20°C a + 55°C de temperatura. Sistema de radiolocalización "Maxirán" Consta de 2 partes principales: la estación móvil, que incluye un monitor, amplificador lineal, cilindro transmisor/receptor y suministrador de energía del amplificador lineal, y la segunda, la estación fija o unidad base de control con una antena receptora/transmisora con amplificador lineal y suministrador de energía. El monitor del equipo móvil "Maxirán" determina la distancia a 2 o 3 estaciones en el receptor transmisor mediante el envío de señales por pulsos que transmite a las estaciones base en tierra. La posición de la estación móvil se determina entonces por trilateración. El equipo opera en la banda del espectro de radio frecuencia entre los 420 a 550 MHZ. La estación móvil transmite en una frecuencia y las estaciones base utilizan una segunda frecuencia. La estación móvil transmite un código de 2 pulsos correspondientes a una de las estaciones base y espera el suministro del pulso correspondiente por parte de la misma y después procede igual para las otras 2 estaciones. Los rangos máximos de medición son entre 100 a 200 millas. Emisor y receptor MRD-1 El telurómetro MRD-1 es un equipo electrónico utilizado para medición de distancias o también como sistema de posicionamiento fijo. Inicialmente se construyó para operaciones aéreas e hidrográficas en donde se requería un alto grado de precisión para fijar la posición de una plataforma en movimiento que puede ser un barco, un avión o un vehículo terrestre. El equipo consta de 3 partes principales que son: unidad maestra de control, unidades remotas y unidad de antena. La posición de los puntos se deriva de una medición precisa de los rangos entre un instrumento maestro colocado sobre el vehículo en movimiento y dos o tres estaciones remotas 201

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colocadas en el terreno sobre puntos de control ya establecidos. Al sistema maestro está acoplada una impresora que permite graficar las coordenadas X Y, distancias a las estaciones remotas, velocidad en nudos y hora local. Todo ello con intervalos a cada segundo si es necesario. Las distancias que pueden medirse son desde 100 m hasta 100 km con una precisión de +/- un metro, dependiendo básicamente de las condiciones ambientales, señal de línea de radio y obstáculos entre las estaciones maestra y remotas. Tellurometer CA-1000 Es un equipo que consta de una estación maestra de control y 1 o 2 estaciones remotas, con capacidad de hacer mediciones mayores a 33 km con una precisión de 1.5 cm. Básicamente el CA-1000 es un sistema electrónico de microondas cuyo tamaño, peso y consumo de energía son mínimos debido al uso exclusivo de circuitos impresos en su diseño. Como el CA1000 emplea una microonda portadora, las medidas no son, de ningún modo, influidas por la luz ambiental y son, en gran parte, inalterables por condiciones meteorológicas como lluvia, niebla, clima etc. Está provisto también con un radioteléfono en combinación con los dos instrumentos, eliminando así la necesidad de los radios portátiles. La medición la efectúa mediante un oscilador de cristal controlado en el instrumento maestro que produce una frecuencia patrón precisa por la cual la microonda portadora es modulada. Esta señal es recibida por el remoto que devuelve la fase del patrón recibido, modulada dentro de una segunda microonda portadora al maestro. Aquí la fase devuelta se compara con la fase transmitida y la diferencia es la distancia inclinada. Autotape DM-40 Es un sistema de microondas diseñado para medir 2 o 3 distancias simultáneamente. El equipo de medición consta de un interrogador y 3 respondedores y cada unidad con su respectiva antena. El método operacional es establecer la unidad del interrogador en un sitio móvil, ya sea barco, helicóptero, avioneta o vehículo terrestre y los respondedores sobre puntos fijos. La distancia medida entre el interrogador y cada respondedor se mues202

Posicionamiento geográfico de plataformas

tra en la pantalla digital del tablero de indicadores de la unidad interrogadora, reiterada con corrección una vez por segundo aproximadamente. Ecosondas Las ecosondas utilizadas para la obtención de datos batimétricos son las Raytheon con capacidad de doble transducer (aparato emisor). El equipo en sí está formado por la unidad de control graficadora y transducer. El transducer envía pulsos de señal que refractan en el lecho marino y regresan a la fuente emisora, lo cual nos da un periodo que, sustituido en la ecuación de la velocidad, nos permitirá conocer la distancia requerida en metros.

Medición sobre puntos fijos En el segundo grupo se encuentran los equipos para trabajos sobre puntos fijos los más importantes son los siguientes: Receptor de información de satélites "Geoceiver MX-1502" Para la determinación geodésica de puntos mediante el uso de satélites, se utiliza el receptor de datos denominado Geoceiver MX-1502. El sistema consiste de un receptor /procesador de 19 kg de peso, 30 m de cable y una unidad de antena/preamplificador de solo 7.7 kg, incluyendo el trípode y estuche. La unidad receptor/procesador totalmente de estado sólido contiene, dentro de una caja de excepcional resistencia, el receptor de dos canales, el microprocesador, el mecanismo de transporte del cassette, pantalla, teclado y electrónica de control. Como ha sido diseñado para soportar los rigores de uso en el campo, su confiabilidad integral se puede comparar a la del satélite Navigator MX-1102, el cual posee un récord de servicio de más de 10 000 horas. Distanciómetro DI4 Éste es un equipo de medición que, entre los existentes, es el más pequeño, ya que en una armazón de solamente 19 cm x 6 cm x 6 cm se encuen203

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tran todos los elementos de este instrumento. Como accesorio suplementario hay una cajita con teclado para el cálculo de la reducción de la distancia. Es completamente automático, ya que apretando una tecla, después de 10 segundos, nos da la distancia inclinada. Un microprocesador guía y supervisa todo el funcionamiento de la medición. Los valores medidos o calculados se pueden observar en la ventanilla de indicación con 6 cifras luminiscentes directamente sobre el ocular. Un programa "test" fijo facilita el control de batería y de funcionamiento. La batería es de consumo económico y da entre 300 y 400 mediciones. Tiene un alcance de más de 2 000 m con una desviación estándar de 5 mm + 5 mm/km. El DI4 mide con un prisma 1 000 m, con 3 prismas 1 600 m y con 11 prismas 2 000 m; dependiendo de las condiciones atmosféricas puede medir hasta 2 500 m. El distanciómetro DI3-S aunque de forma diferente es similar en manejo, composición interna y capacidad de medición al Distomat DI4. Giróscopo GAK-1 Es un accesorio que va montado sobre el tránsito T-2, T-1 o cualquier otro modelo y que nos permite definir, en un momento dado, la línea imaginaria del norte geográfico. Consta de 3 partes principales: el giróscopo, el convertidor o control principal y la batería. En el giróscopo, en su interior, el giro-péndulo va suspendido de una cinta fina a manera de plomada. Su eje de rotación se mantiene siempre horizontal debido a su fuerza de gravedad, girando el rotor a unas 22 000 revoluciones por minuto. Como consecuencia de su fuerza de inercia tiende a conservar el plano de rotación que le ha sido dado de una manera fortuita. Sin embargo, como este giróscopo es solidario con la Tierra por intermedio del teodolito y el trípode, es desviado de su plano de rotación inicial por el efecto de la rotación de la Tierra. El giro-péndulo sujeto reacciona a esta perturbación oscilando sobre un eje definido por la dirección de la vertical hasta que su eje de rotación se sitúa en el plano del meridiano geográfico (dirección norte). En esta posición, el rotor gira como la Tierra, de oeste a

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Posicionamiento geográfico de plataformas

este, y no se perturba más. A consecuencia de su inercia de masa, el giróscopo no se coloca inmediatamente en dirección del norte, sino que oscila de un lado a otro del norte bajo forma de una oscilación ligeramente amortiguada. El convertidor es un transformador trifásico, enteramente transistorizado, colocado en una caja metálica y alimentado por batería. Se compone de tres elementos sobrepuestos: la batería, el elemento electrónico y la tapa. La batería contiene 10 elementos de níquel-cadmio de una tensión nominal de 12 V. La capacidad de 6 Ah y empleando unos 15 minutos para cada observación permite unas 20 observaciones a 20° C. Esto es, en síntesis, la mayor parte del equipo que se utilizó en los diversos trabajos.

NOTAS GENERALES SOBRE LA ZONA DE PLATAFORMAS Extensiones

Tomando como base puntos de coordenadas UTM, se han delimitado en los sentidos norte-sur y este-oeste los valores correspondientes a las áreas principales en donde se encuentran alojados los diversos complejos de plataformas citados a continuación: Área Abkatum Tiene como limitantes en el sentido O-E de X=581 000 a X=592 000 y en el sentido S-N de Y=2 129 000 a Y=2 139 000, dando una superficie de 110 km2. Área Akal Como limitantes en el sentido O-E de X=596 000 a X=604 000 y en el sentido S-N de Y=2 139 000 a Y=2 152 000 con una superficie de 104 km2. Área Ixtoc Sus límites en el sentido O-E de X=582 000 a X=585 000 y en el sentido sur-norte de Y=2 145 000 a Y=2 147 000 con una superficie de 6 km2. Cayo Arcas En el sentido O-E de X=605 000 a 610 000 y en el S-N de Y=2 223 000 a 2 233 000 está delimitada el área de Cayo Arcas, comprendiendo una superficie de 25 km2, sin considerar la zona de islas.

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Área Xu

Se delimita de X=581 000 a 591 000 en el sentido O-E y de Y=2 155 000 a Y=2 170 000 en el S-N, con una superficie de 150 km2. Área Nohoch De X=604 000 a X=605 000 y de Y=2 139 000 a Y=2 142 000 con una superficie de 3 km2. Área Pol De X=575 000 a X=580 000 y de Y=2 124 000 a Y=2 129 000 con una superficie de 25 km2. Peso Estructural Los pesos estructurales contenidos en la hoja de datos corresponden al peso de la subestructura en el momento de ser lanzada.

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Posicionamiento geográfico de plataformas

EJEMPLOS

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Posicionamiento geográfico de plataformas

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CAPÍTULO IV Procesos metaoceánicos Javier Gutiérrez Reynoso Ingeniero Civil, UNAM, Profesor de asignatura desde hace 12 años en los Departamentos de Hidráulica e Ingeniería de Sistemas y Planeación. Consultor en el campo de la ingeniería hidráulica, marítima y portuaria desde hace 15 años. Alberto Soriano Martínez Ingeniero civil, UNAM, Posgrado en Ingeniería (DEPFIUNAM). Ingeniero estructural en el Instituto Mexicano del Petróleo José Luis Luna Arroyo Ingeniero civil, UNAM, Maestría en Estructuras (DEPFIUNAM). Ingeniero estructural, IMP.

Procesos metaoceánicos

PROCESOSMETAOCEÁNICOS La estructura de una plataforma marina tiene la función de soportar los equipos de perforación, proceso y auxiliares necesarios para la extracción, adecuación y transporte de los hidrocarburos, en un medio tal que la expone al efecto de diversos procesos físicos actuantes en el medio oceánico, tales como el oleaje, las corrientes marinas, las mareas astronómicas, el viento y el sismo. Dado que las cargas más significativas para el diseño de plataformas son además del peso, los factores anteriormente mencionados, resulta necesario definir sus características generales, para determinar las solicitaciones que intervienen en su proceso de análisis estructural y diseño. A estos procesos físicos, actuantes en el medio oceanográfico y climatológico, se denominan PROCESOS METAOCEÁNICOS. La figura 1 presenta de manera simplificada el proceso de diseño de una estructura costa afuera; es posible apreciar que en lo que respecta a la definición de las solicitaciones sobre la estructura, se encuentran los procesos metaoceánicos. En adición, con el paso del tiempo y a medida que contamos con mayor información, este proceso y la determinación de las solicitaciones ha experimentado una evolución significativa. Basta mencionar que los criterios de diseño para plataformas marinas han cambiado significativamente en los últimos años. Las primeras plataformas marinas fueron diseñadas para oleajes con periodo de retorno de 25 años, sin embargo, desde 1969 la mayoría de las plataformas marinas han sido diseñadas para oleajes con periodo de retorno de 100 años. 215

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Oleaje El objetivo de este apartado es el presentar los conocimientos básicos de los diversos procesos físicos, como es el oleaje, que intervienen como solicitaciones en el diseño de obras costa afuera. El oleaje es un fenómeno generado por viento que, al soplar sobre la superficie del mar, transmite su energía, provocando que la superficie se deforme y produzca ondas que se mueven en la dirección de acción del viento. En general, una ola es una onda, y una onda es una perturbación producida por una fuerza generadora en un medio continuo. Asimismo, sobre esta perturbación actúan fuerzas que tratan de reestablecer la condición de equilibrio inicial, o fuerzas restauradoras. Las fuerzas generadoras y restauradoras pueden ser de muy diversa índole, y dependiendo de sus magnitudes y características tendrán campos de acción perfectamente definidos. En esos campos es en donde se manifestarán los diversos tipos de ondas, según se describirá más adelante.

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Procesos metaoceánicos

Como principales fuerzas generadoras podemos citar:
La fuerza del viento.
Sismos, derrumbes y atracción gravitatoria.

Como principales fuerzas restauradoras podemos citar:
La tensión superficial.
La atracción gravitatoria.
La fuerza de Coriolis.

Desde un punto de vista general, las ondas pueden clasificarse según sus características y las fuerzas que las generan y las restauran, según lo ilustra la figura 2. En ella es posible observar los principales tipos de onda,

Figura 2. Distribución aproximada de de la energía del oleaje en el océano, ilustrando la clasificación de las olas superficiales por frecuencia, principal fuerza generadora y principal fuerza restauradora (Shore Protection Manual, 1984).

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con relación a su periodo o frecuencia, a los agentes que intervienen en su formación y a su capacidad energética. Por ejemplo, es posible observar que la onda de capilaridad está caracterizada por periodos cortos, siendo el menor del orden de 0.07 s, con longitud de 1.7 cm y alturas máxima entre 1 y 2 mm; la fuerza generadora es el viento, mientras que la fuerza restauradora es la tensión superficial. En todas las demás ondas, la principal fuerza generadora es el viento, mientras que la principal fuerza restauradora es la asociada a la gravedad, es decir, el peso, por lo que se denominan "ondas de gravedad". También es posible observar que el oleaje posee mayor energía en cuanto mayor sea su periodo, por lo que las denominadas ondas de largo periodo poseen una carga energética importante; entre estas ondas pueden identificarse las producidas por tormentas y huracanes, las debidas a sismos o a la atracción gravitatoria de los astros, como es el caso de la marea astronómica. Descripción del fenómeno El oleaje es una onda o perturbación en un medio continuo, originada por la acción de una fuerza generadora y tendiente a sus condiciones iniciales por medio de una fuerza restauradora. Esta onda posee ciertas características particulares, que para su estudio pueden dividirse en dos grupos: 1.

2.

Oleaje en aguas profundas, que se caracteriza por no estar influido por el fondo marino, moviéndose independientemente de él; y Oleaje de aguas someras u oleaje costero, que es aquel en el que su forma y movimiento se ven afectados por el fondo marino.

Ambas condiciones repercuten en la generación de velocidades de las partículas de agua en la columna vertical, según se aprecia en la figura 3.

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Procesos metaoceánicos

a) Órbitas de las partículas sin influencia del fondo (aguas profundas). b) Se inicia la influencia del fondo (aguas intermedias). c) Órbitas de las partículas influenciadas por la cercanía del fondo (aguas someras). Figura 3. Influencia del fondo del océano sobre el perfil de las olas (Sylvester, 1974).

Las características de una onda periódica que se propaga en la dirección x, se presentan en la figura siguiente:

Longitud L

z

cresta Nivel de aguas tranquilas (SWL) d

a

h

H x

valle

Figura 4. Características de una onda periódica (Sylvester, 1974).

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Los principales parámetros hidráulicos de la onda se definen de la manera siguiente:







Altura de ola (H): Se define como la distancia vertical entre la cresta y el valle o seno de una ola determinada. Longitud de ola (L): Es la distancia horizontal medida entre dos crestas o valles consecutivos. Periodo de ola (T): Se define como el tiempo que tardan en pasar por un punto fijo dos crestas o dos valles consecutivamente. Celeridad de ola (C): Es la velocidad con la cual se desplaza la ola, es decir C = L/T. Relación de esbeltez (γ= H/L): Define el perfil de la ola. Frecuencia de ola: Se determina mediante el inverso del periodo ω = 1/T.

Las ondas en el océano son de una amplia gama de periodos. Las energías asociadas a cada tipo de onda son proporcionales a la altura H. Fundamentalmente, la definición de las características de una ola parten de considerar tres parámetros básicos, que son la altura de la ola, su periodo y su dirección de propagación. Estos parámetros esencialmente se determinan a partir de dos técnicas generales: a ) Medición del oleaje, que puede hacerse desde apreciación visual, hasta con instrumentos sofisticados que permiten la medición y caracterización del oleaje en tiempo real, es decir, en el momento en que suceden. b ) Pronóstico a través de métodos indirectos, como pueden ser los métodos de caracterización del oleaje generado por viento, o la caracterización estadística del oleaje, a partir de registros existentes. Conociendo estas características básicas, es posible determinar el resto de las características, tales como la longitud de la onda, su celeridad, etc., a partir de teorías orientadas a esa caracterización, según se explica más adelante. 220

Procesos metaoceánicos

Generación del oleaje Como se ha escrito, el viento constituye una de las fuerzas básicas generadoras de olaje, por lo tanto, una manera de caracterizar y determinar las condiciones del oleaje es a partir de los datos de viento. En ese sentido y particularmente del viento como elemento generador de oleaje, las características del sistema oleaje-viento quedan determinadas por la distancia en la cual actúa el viento (fetch) y el tiempo de acción (duración). La zona donde el viento transmite su energía al mar se llama ZONA DE GENERACIÓN; dentro de los límites de la zona de generación, el oleaje no tiene aún toda la energía que le puede transmitir el viento; fuera de la zona de generación, el oleaje sí tiene toda esa energía, pero empieza a transformarse en pérdidas, en un comportamiento del oleaje en LA ZONA DE DECAIMIENTO (ver figura 5). Al oleaje dentro de la zona de generación se le denomina OLEAJE LOCAL o SEA. Al oleaje fuera de la zona de generación se le denomina OLEAJE DISTANTE o SWELL.

Figura 5. Generación de oleaje por viento.

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Teorías del oleaje El oleaje se caracteriza por ser irregular y aleatorio y por desarrollarse prácticamente en tres dimensiones. Para tratar de realizar su descripción, se han desarrollado diversas teorías que pretenden describir matemáticamente el fenómeno, las cuales han evolucionado desde su aparición. Las teorías del oleaje tienen el objetivo principal de caracterizar el proceso del oleaje; adicionalmente, existe una diversidad de teorías que se apegan, en mayor o menor grado, al comportamiento del oleaje en distintas zonas, y para diversos fines, por lo cual es importante conocer sus rangos de aplicación. A continuación se describen algunas de las principales teorías. Teoría de Airy Airy desarrolló la teoría lineal de pequeña amplitud, que se considera la teoría más clásica. Es de importancia notable debido a que se ajusta bastante bien al comportamiento real de las olas cuando se encuentra en profundidades infinitas y, además, es una teoría de fácil aplicación. Airy parte de las siguientes hipótesis (Sylvester, 1974):










Fluido homogéneo e incompresible, la densidad es constante. Se desprecia la tensión superficial. Se desprecia el efecto de Coriolis. La presión en la superficie libre es uniforme y constante. El fluido es ideal, se desprecia la viscosidad. La onda considerada no está relacionada con ningún otro tipo de movimiento del agua. El fondo es horizontal, fijo e impermeable; la velocidad vertical en el fondo vale cero. La amplitud de la onda es pequeña en relación con la profundidad y su forma invariable en el tiempo y el espacio. Las ondas son bidimensionales.

Las tres primeras consideraciones son realizadas en casi todos los problemas de ingeniería de costas, pero las demás necesitan un trata222

Procesos metaoceánicos

miento especial para cada problema. Esta teoría no presenta validez cuando se trata de profundidades pequeñas, ya que no considera la influencia del fondo del océano sobre el perfil de las ondas. La figura 4 muestra en dos dimensiones la propagación de la ola progresiva simple, en la dirección positiva del eje x. El símbolo η denota el desplazamiento de la superficie del agua con relación al SWL o nivel de aguas tranquilas y está en función del desplazamiento x y el tiempo t; a es igual a la amplitud de la ola o la mitad de la altura de la ola. La teoría de la pequeña amplitud y algunas teorías de amplitud finita desarrollaron la introducción del potencial de velocidad ϕ(x,z,t) (SPM, 1984). Las componentes vertical y horizontal de la velocidad de las partículas de agua como un punto (x,z) en el fluido son u que es igual a la ∂ϕ derivada parcial de ϕ con respecto de x, u = − , y v que es igual a deri∂x ∂ϕ vada parcial de ϕ con respecto a z, v = − . El potencial de velocidad, la ∂z ecuación de Laplace, la ecuación dinámica de Bernoulli junto con las condiciones apropiadas de frontera y las consideraciones anteriores, proveen la información necesaria para determinar las fórmulas de la ola de pequeña amplitud. La tabla 1 muestra la clasificación del fenómeno del oleaje según la profundidad en que se encuentre viajando la ola y su relación con la fun⎛ 2πd ⎞ ción tanh⎜ ⎟. ⎝ L ⎠

Tabla 1. Clasificación del fenómeno del oleaje de acuerdo con la profundidad en que viaja la ola (SPM, 1984).

223

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De esta forma las expresiones que definen la teoría sufren simplificaciones dependiendo la zona en que este viajando la ola. Un resumen de las fórmulas de la teoría lineal de olas progresivas o de pequeña amplitud se muestra en la tabla 2.

224

Procesos metaoceánicos _________________________________________________________________

Teoría de Stokes de segundo orden o de la ola progresiva Esta teoría considera que la amplitud de la ola ya no es simétrica con respecto al nivel de aguas tranquilas debido a que adquiere dos términos de la ecuación general del perfil de la ola; de esta forma, el perfil de la superficie libre queda determinado por la ecuación: η = a cosθ + a B cos 2θ 2 2 donde a < H/2 para los órdenes mayores del segundo y B2 está en función de la longitud de ola y la profundidad d (SPM, 1984). Para utilizar ecuaciones de orden mayores al segundo se requiere el uso de tablas y de herramientas informáticas para simplificar los cálculos. Las ecuaciones simplificadas para dar solución a la teoría de Stokes de 2° orden se presentan en la tabla 3.

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Teoría de la onda solitaria La onda solitaria es una onda larga generada por un gran desplazamiento de agua causado por un fenómeno como un desprendimiento de tierra o un sismo (maremoto). La onda solitaria es una onda de traslación relativa 226

Procesos metaoceánicos

de masas de agua, es decir que las partículas de agua se mueven sólo en dirección del avance de la ola. Cuando una ola oscilatoria se desplaza en aguas reducidas, sus características son muy similares a las de una ola solitaria, esto quiere decir que la amplitud aumenta progresivamente, las crestas se hacen más cortas y agudas, y el valle se hace más largo y más plano (García, 1990). Particularmente la onda solitaria puede ser definida por la profundidad del mar y la altura de la ola; de esta forma, los parámetros como la longitud y el periodo son independientes en la caracterización de la ola. La onda solitaria es un caso particular de la onda cnoidal cuando el periodo T, la longitud de onda L y el número de Ursell Us tienden a infinito, en el cual la integral elíptica de primer orden K(k)=K(1)= ∞ y el coseno elíptico jacobiano se reduce a una secante hiperbólica, la ecuación del perfil se presenta de la siguiente forma (García, 1990; Sánchez, 1980): ⎡ 3 H ⎤ (x − Ct ) η = H sec h 2 ⎢ 3 ⎣ 4d ⎦

siendo el origen de x la cresta de la ola. El volumen de agua contenido en la ola sobre el nivel de aguas tranquilas por unidad de ancho de cresta, se puede determinar mediante la fórmula siguiente:

⎛ 16 ⎞ V = ⎜ d 3H⎟ ⎝ 3 ⎠

1

2

La celeridad se define como

C = g (H + d ) McCowan desarrolló los principios para el cálculo de las velocidades de las partículas de agua para la ola solitaria en 1891, y Munk las presenta en 1949; las componentes son (García, 1990; Sánchez, 1980):

M*y co d u = C*N M*y ⎛ cos ⎜ cos d ⎝ 1 + cos

Horizontal

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M*y sen d w = C*N M*y ⎛ cos ⎜ cos d ⎝ sen

Vertical

La expresión de la velocidad horizontal es usada en la predicción de fuerzas sobre estructuras marinas en aguas someras (SPM, 1984). Para x y t iguales a cero la velocidad es máxima; entonces

u más =

C*N M*y 1 + cos d

M y N son función de la altura relativa de ola H/d (SPM, 1984). Función corriente En años recientes, las aproximaciones para la solución de las ecuaciones hidrodinámicas que describen el movimiento fueron propuestas y desarrolladas por Dean (1965, 1967) y Monkmeyer en 1970 (citado por Sánchez, 1980). Las aproximaciones de Dean le permiten desarrollar la Teoría de la Función Corriente, la cual es una teoría de ola no lineal similar a la teoría de Stokes de orden mayor. Ambas se construyen a partir de sumas de funciones de senos y cosenos que satisfacen las ecuaciones originales de Laplace. Dean propuso una función corriente para olas de gravedad no lineales, cuya forma se elige de manera que la solución de la ecuación de Laplace para desplazamientos interiores satisfaga las condiciones de frontera en el fondo y en la superficie. En el fondo, se considera que no hay movimiento vertical de las partículas de agua, mientras que en la superficie deben considerarse dos criterios. En primer término, las partículas de agua deben girar de acuerdo con el movimiento de la superficie libre y en segundo término, la presión estimada en la superficie deberá ser la correcta (Sylvester, 1974). 228

Procesos metaoceánicos

Los cálculos involucrados en la evaluación de términos que componen la serie de expansión de orden mayor son largos y tediosos, por lo que se recomienda el uso de tablas o presentaciones gráficas para dar solución

Figura 6. Rango de aplicación y validez de las diversas teorías de oleaje (Shore Protection Manual, 1984).

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a esta teoría y poder aplicarla en la ingeniería de costas para el análisis de fuerzas producidas por oleaje y corrientes en estructuras marinas; la informática es una herramienta que simplifica su uso. Dean aplicó también su función corriente a olas hipotéticas con características específicas tales como altura, periodo y profundidad, a las que denominó olas teóricas, ya que el perfil utilizado en los cálculos se derivó a partir de la teoría lineal. Se hizo una comparación con el método de potencial de velocidades de Chapcelear, hasta el 7º orden. Se encontró que el máximo error en la función corriente ocurre en la cresta. Al verificar la ola antes de romper, se observó que H0/d es mayor que el valor teórico normalmente aceptado de 0.78 (H0 es la altura de ola en aguas profundas), que a su vez es mayor que el normalmente observado de 0.73. Dean argumenta que este límite requiere verificación (SPM, 1984). Von Schwind y Reid intentaron elaborar tablas a partir de la función corriente. Se simplificó la condición de frontera en la superficie mediante un procedimiento de conformación de planos y los resultados se compararon con las teorías de Stokes de primer, tercer y quinto orden. Las tablas y gráficas obtenidas no son de aplicación directa para los especialistas en ingeniería de costas, ya que contienen coeficientes de Fourier en lugar de funciones primarias de olas (Sánchez, 1980). Caracterización del oleaje Como ya se ha mencionado, para aplicar las teorías de oleaje es necesario partir de tres datos básicos, como son la altura de la ola, su periodo y su dirección de propagación. A continuación se mencionan dos formas de definir estos parámetros, partiendo del conocimiento del campo de vientos existente en la zona y de la disponibilidad de registros de alturas, periodos y direcciones del oleaje prevaleciente en un sitio determinado. Mediante modelos de generación de oleaje por viento Los vientos se comportan de acuerdo con un balance geostrófico arriba de los 1 000 m de altura, ya que debajo de esta altura los efectos de fricción 230

Procesos metaoceánicos

debidos a la presencia del océano distorsionan el campo de vientos. Abajo de esta región geostrófica se presenta una capa límite, la cual se divide en dos partes: Una de esfuerzo constante de 10 m (elevación estándar para la información) a 100 m de altura y arriba de ésta la zona de Ekman (SPM, 1984) (figura 7).

Figura 7. Capa límite sobre las olas (SPM, 1984).

El viento geostrófico constituye la forma más simple de estimar la velocidad real en la atmósfera libre. Para aplicar fórmulas o nomogramas para el cálculo de la predicción de oleaje, se requiere transformar la velocidad de viento a esfuerzo de viento. Las fuerzas que intervienen en la generación del viento son esencialmente cuatro: 231

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a) Fuerza de presión representada por el gradiente de presiones.

Fp =

P1 − P2 Lo ρ a

P = presiones en las isobaras 1 y 2 L o = separación entre isobaras ρ a = densidad del aire b ) Fuerza de fricción.

Ff = µW

µ = coeficiente de fricción W = peso de la masa de aire c ) Fuerza centrífuga/centrípeta.

m = masa de aire v = velocidad tangencial de las partículas R = radio de curvatura de la Tierra d ) Fuerza de Coriolis.

Fcr = (2ω)v sen(φ) ω = velocidad angular de la Tierra v = velocidad del viento φ = grados latitud del punto analizado El viento geostrófico (Ug) constituye la forma más simple de estimar la velocidad real del viento en la atmósfera libre. Si las isobaras son rectas y paralelas se dice que se trata de un viento geostrófico, el cual se ve influido por la fuerza de presión y la fuerza de Coriolis; la figura 8 mues232

Procesos metaoceánicos

Figura 8. Escala de viento geostrófico (SPM, 1984).

tra una solución gráfica para obtener la velocidad del viento geostrófico para la siguiente ecuación:

Ug =

1 ∆p ρ a f ∆n

f = 2ωsenφ 233

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para condiciones de T = 10 ° C ρ a = 1.247 x 10-3 gr/cm3 p = 1013 mb donde: f ∆n ∆p ω φ

= = = = =

es el parámetro de Coriolis espacio entre isobaras medido en grados de latitud 3 mb y 4 mb velocidad angular de la Tierra (0.2625 rad/hr) latitud en grados Tw - Ta

C

0 o Negativo

0.60

0 – 10

0.65

10 – 20

0.75

20 o menor

0.90

Tabla 4. Parámetros de viento real . Tw = temperatura del agua de mar T a = temperatura del aire Nota: se recomienda que en cálculos prácticos se utilice un valor de C cercano a 0.60

El viento real es función de las cuatro fuerzas antes mencionadas, y es éste el que genera el oleaje y la marea. El viento real se relaciona con el viento geostrófico de la siguiente forma: 234

Procesos metaoceánicos

U = C * Ug donde C es un parámetro de corrección que depende de la diferencia de temperatura entre el agua de mar y el aire. La altura del oleaje se determina a través de fórmulas que relacionan el esfuerzo de viento ajustado con la altura de ola significante y el periodo del pico del espectro de oleaje (SPN, 1984):

⎛ gF gTm = 2.857 x10 −1 ⎜⎜ 2 UA ⎝ UA donde:

gH m o U 2A

UA = esfuerzo de viento o velocidad de viento ajustado H ⎛ gF=⎞ altura de ola significante de un espectro de oleaje = 1.6 x10 −3 ⎜⎜ T 2 =⎟⎟ periodo pico del espectro de oleaje ⎝ gU A=⎠ gravedad F = fetch Mediante el manejo estadístico de datos de oleaje Otra forma de caracterizar el oleaje es mediante el empleo de técnicas estadísticas aplicadas a un tren de olas. La forma de caracterizar un tren de oleaje es en función de valores característicos, tales como:





La La La La

altura altura altura altura

y y y y

periodo medio cuadrático periodo de ola significante periodo medio periodo de ola n-ésima

En ocasiones se hace uso de ajustes a distribuciones de probabilidad, como es el caso del ajuste a distribuciones de probabilidad Tipo Rayleight. 235

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Es necesario hacer uso de procesos estadísticos para definir las alturas, así como los periodos del oleaje que lo caractericen, debido a su carácter aleatorio. Para la medición de estas alturas, de tal forma que constituyan una base de datos apropiada, actualmente se utiliza como una alternativa el método denominado como cruce por cero. Este método toma en cuenta el momento en que el perfil superficial de la ola cruza el cero imaginario del agua en reposo por donde se desplaza en una cierta dirección. De esta forma se define la altura de ola como la distancia vertical entre el máximo y el mínimo nivel adyacente al punto de cruce por cero, quedando en forma semejante definido el periodo (figura 9).

h

H1

H2

T1 T2

Figura 9. Definición de alturas y periodos (Frías y Moreno, 1986).

Para definir la geometría estadística del oleaje se utilizan los siguientes parámetros: a ) Hj y Tj altura y periodo de la ola j. b ) Hmax. N y Tmax. N altura y periodos máximos de la ola para un conjunto de N olas. c ) H1/3, T1/3 altura y periodo un tercio o significantes los cuales corresponden al promedio del tercio de los valores más altos de un tren de olas dado. 236

Procesos metaoceánicos

d ) H1/10, T1/10 altura y periodo un décimo que corresponden al promedio de un décimo de los valores más altos de un tren de olas dado. e ) H y T altura y periodo medios de un tren de olas dado. f) H m altura media cuadrática. Cada una de las diferentes alturas de la estadística tiene una aplicación práctica. La altura de ola significante fue introducida por Sverdrup y Munk en 1947 (citado por Sylvester, 1974), habiéndose comprobado que coincide aproximadamente con el valor que un observador imparcial y acostumbrado al mar asignará al oleaje por mera inspección en éste. Distribución estadística del oleaje La determinación de la distribución de frecuencias de las alturas de ola para un determinado grupo de olas, fue ampliamente estudiada por Longuet-Higinns (Longuet-Higinns, 1961); las conclusiones de su trabajo indican que la distribución de Rayleigh se asemeja a la distribución de las alturas de ola.

0.8

Probabilidad

0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Altura de ola / Altura de ola media (H/Hm)

Figura 10. Distribución de Rayleigh (Frías y Moreno, 1986).

237

3.5

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Probabilidad

1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

H /(Hm) PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA

Figura 11. Probabilidad de excedencia de acuerdo con la distribución de probabilidad Rayleigh.

La probabilidad de que ocurra un evento en el cual la altura de ola exceda el valor de H está dada por P(H ) = 1 − ∫ P(H )dH H

0

La enésima ola más alta H1/n se puede calcular a partir de: ∞

H 1 = n ∫ Hp(H )dH n

Hn

Usando la última ecuación se obtienen las relaciones: H1/3 = 1.6Hm H1/10 = 2.03Hm H1/10 = 1.27

H1/3

238

Procesos metaoceánicos

Por su parte, la altura de ola más alta H max., puede ser expresada como una función del número de olas N

H max = 107 . log N H1 3 La distribución estadística de los periodos de ola difiere a la correspondiente de alturas; sin embargo, se acepta que su distribución, para un mar completamente desarrollado, está dada por :

p(T1)dT = 2.7

⎛ T13 exp⎜ − 4 ⎜ T ⎝

donde p (T) es la función de distribución de densidad para los periodos. Esto significa que la distribución del periodo al cuadrado, el cual es proporcional a la longitud de onda, se expresa mediante la curva de Rayleigh. Estadísticamente se acepta que: T1/10 = T

1/3

T1/3 = 1.3T Distribución espectral del oleaje Si se supone un registrador de oleaje capaz de extraer la energía correspondiente a cada onda componente de un tren, con su dirección (θ) y su frecuencia (ω), la expresión gráfica del registro de la totalidad de las ondas sería una campana orientada en la dirección principal del viento, con un máximo para esta dirección correspondiendo con la frecuencia del grueso del temporal. Esto es, el término espectro de energía del oleaje debe entenderse como la suma de ondas senoidales con diferentes frecuencias. Como función de la frecuencia (ω) y de la dirección (θ), la expresión espectral del oleaje será S(θ,ω), que recibe el nombre de espectro completo. Si, como es más frecuente, interesan únicamente los niveles desechan239

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do las direcciones, la gráfica obtenida sería como la mostrada en la figura 12, la cual corresponde a la integral del espectro completo con respecto a la dirección:

E

Espectro Integrado

w

Figura 12. Espectro integrado S(w) (Frías y Moreno, 1986).

Cuando los periodos presentes en el oleaje contemplan teóricamente a la totalidad del intervalo (0,∞), se dice que el oleaje está totalmente desarrollado; en cualquier otro caso estará parcialmente desarrollado. Se llama espectro acumulativo de energía a la integra1 del espectro de frecuencias S(ω) en el intervalo de periodos (0 < T < T1) o su equivalente de frecuencias (∞ − C3 x 2 C y = 1 para T < Co El valor de "C3" se ha estudiado experimentalmente y se ha encontrado que fluctúa entre 0.085 a 0.096. En la zona de flujo establecido:

para

x > 6o7 Do

C ⎡ 1 r2 ⎤ exp ⎢− 2 2⎥ Cm ⎣ 2 C3 x ⎦ Cm 1 Do Co 2C3 x Mezclado de un chorro que descarga en un fluido más denso Éste sería el caso de las aguas negras; la densidad de éstas corresponde a la del agua y si pensamos en un emisor submarino, el cual descarga el efluente en el agua de mar, exclusa un efecto de flotación en virtud de que las densidades son diferentes (mayor la del agua de mar). 259

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Para chorros turbulentos, el análisis dimensional demuestra:

⎛ x y ∆ρ u Nf = f1 ⎜ uo ⎝ Do Do ρ o ⎛ x r ∆ρ C Nf = f2 ⎜ Co ⎝ Do Do ρ o El efecto del número de Reynolds puede despreciarse, ∆ρ es la diferencia de densidad entre el chorro y el fluido que lo rodea. El número de Froude está dado por:

Nf

=

uo ⎛ ⎜ ⎝

∆ρ ρ o ⎞⎟⎠ gDo

Abraham supuso que el flujo de flotación podría quedar expresado por

π 4

D o 2 g ( ρ s − ρ o )uo

y determinando experimentalmente los coeficientes respectivos, llegó a las siguientes expresiones:

Um −2 3⎛ x = 3.65 N f ⎜ + ⎝ Do Uo 2 ⎡ u ⎛ r⎞ ⎤ = exp ⎢ −80 ⎜ ⎟ ⎥ ⎝ x ⎠ ⎥⎦ um ⎢⎣

⎛ x ⎞ Cm = 9.7 N f 2 3 ⎜ + 2⎟ ⎝ Do ⎠ Co 2 ⎡ C ⎛ r⎞ ⎤ = exp ⎢−80⎜ ⎟ ⎥ ⎝ x ⎠ ⎥⎦ Cm ⎢⎣

260

Procesos metaoceánicos

Todo el análisis anterior corresponde a un chorro descargando en forma vertical, sin momentum inicial y que la fuente es puntual. Mezclado de un chorro que descarga horizontalmente dentro de un fluido con más densidad El caso en el que el momentum inicial y la fuerza de flotación son normales ha sido estudiado por Rawm, Bowerman y Brooks; este caso sería el de una descarga de agua dulce en agua salada. En la figura 24 se muestran las características de este sistema. En este caso:

Nf =

Nf =

Q 2 Do gDo ( ρ s π 4

uo ⎛ ⎞ gDo ⎜⎜⎝ ρ s − ρ o ⎟⎟⎠ ρ

Donde: ρ s = Densidad del agua receptora ρ o = Densidad del efluente Resolviendo las ecuaciones anteriores, se pueden obtener los grados de dilución en la superficie, lo cual se muestra de una manera gráfica en la figura 25.

261

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Figura 25. Dilución SS como una función de HS/Do y NF para una descarga horizontal.

262

Procesos metaoceánicos

Emisores submarinos Utilizando la teoría anterior, se indicará a continuación el caso específico de los emisores submarinos, los cuales son tuberías lo suficientemente largas, con una sección difusora en su extremo para diluir el efluente. Dilución inicial Cuando un desecho se descarga por un difusor simple o múltiple, la velocidad de salida del chorro creará un mezclado turbulento con el agua que le rodea. Para el cálculo de esta dilución inicial utilizamos la gráfica de la figura 25, con las siguientes consideraciones. ρ mar

=

ρ efluente =

1.010 a 1.030 0.990 a 1.000

En el caso de existir corrientes moderadas, el efecto de éstas en la dilución inicial puede estimarse de acuerdo con la siguiente expresión.

D1 =

Vxbd Q

Donde: Vx b d Q

= = = =

velocidad de las corrientes ancho efectivo del sistema difusor profundidad promedio del campo de drenaje gasto del efluente

Dispersión Después de la dilución inicial, se forma una mezcla relativamente uniforme arriba de la sección difusora. El campo de drenaje se empieza a mo263

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ver en respuesta a la corriente existente, y así comienza la dilución por dispersión. Brooks desarrolló las ecuaciones que describe el fenómeno. Donde:

D2 =

Co Ct

1 32

D2 = erf

erf = D2 = Ct = Co =

función de error estándar dilución debida a la difusión vorticosa después de la dilución inicial máxima concentración del efluente en el tiempo "t" concentración del efluente después de la dilución inicial

β= E Vx x b

= = = =

[1 + 2 3β ( x b)]

12E Vxb

coeficiente de difusión vorticosa = 0.001 b4/3 velocidad de la corriente (pies/s) distancia a lo largo del eje pies longitud efectiva del sistema difusor, pies

Tiempo de decaimiento Un tercer factor en la dilución de efluentes es el decaimiento de éstos. En el caso del decaimiento de bacterias, se incluye mortalidad, floculación y sedimentación. 264

Procesos metaoceánicos

Es decir: C t= C oe -kt Donde: Ct Co k t

= = = =

concentración bacterial en el tiempo "t" concentración bacterial después de la dilución inicial constante decaimiento bacterial tiempo

Se ha investigado mucho en relación con la constante k. Se ha podido comprobar que una reducción del 90% en el número de bacterias se puede lograr entre 2 y 6 horas. La duración depende de la temperatura del agua de mar, salinidad y pH. El tiempo en que se logra reducir un 90% el número de bacterias se le llama T90 y la dilución:

D3 =

Co 2.3 x = exp Ct T 90 (Vx )

La dilución total, tomando en cuenta todos los factores es: DT = D1 D2 D3 En las figuras 26, 27, 28 y 29, se muestran algunos ábacos para resolver el caso de emisores submarinos, de acuerdo con la metodología española, que en realidad aplica todo lo que hasta aquí se ha mencionado, transformándolo a sistema métrico. Para mayor aclaración, se sugiere ver "Instrucción para el vertido al mar desde tierra de aguas residuales a través de emisarios submarinos, MOP".

265

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Figura 26. Profundidad en la zona de difusores.

266

Procesos metaoceánicos

Figura 27. Horas de recorrido.

267

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Figura 28. Esquemas de un emisor submarino.

Figura 29. Difusor dispuesto sobre la generatriz superior de la línea.

268

Procesos metaoceánicos

CRITERIO SÍSMICOTRANSITORIO PARALAEVALUACIÓN DE PLATAFORMASMARINAS Resumen La prolongación de la vida esperada de los yacimientos de hidrocarburos y el próximo cumplimiento de la vida útil proyectada para las plataformas marinas que los explotan, despertaron la necesidad de establecer una metodología para la evaluación de la integridad estructural de las mismas. El establecimiento de la integridad de las plataformas en función del riesgo asociado a su consecuencia de falla, permite determinar si son adecuadas para los diferentes servicios que actualmente desarrollan y si es posible continuar con su utilización. Las necesidades inmediatas de producción que exige la economía del país motivaron la emisión de un criterio transitorio para la evaluación de plataformas ante cargas sísmicas vigente mientras se llevan a cabo estudios más detallados. Aquí se presenta la metodología propuesta y las bases de su desarrollo en función de un estudio de riesgo que considera efectos tales como impacto económico de la falla potencial, políticas de protección ambiental y protección de la vida humana, además de características estructurales como envejecimiento del sistema de cimentación y daños existentes.

Criterio sísmico transitorio Actualmente Pemex Exploración y Producción (PEP) cuenta con una infraestructura costa fuera para la explotación de hidrocarburos integrada aproximadamente por 200 plataformas marinas fijas y 1 900 km de tuberías, con las que produce alrededor de 2.1 millones de barriles de petróleo al día (MMBPD) y 1 500 millones de pies cúbicos de gas al día (MMPCGD). El empleo de nuevas técnicas de evaluación de yacimientos ha confirmado

269

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reservas superiores a lo anteriormente estimado, y esto, a su vez, ha motivado el desarrollo de procedimientos para determinar el estado estructural de las instalaciones con miras a incrementar su vida útil. Estos procedimientos han sido extendidos con el fin de determinar también parámetros de diseño que reflejen la importancia estratégica de estas instalaciones para la economía del país. Los diversos estudios que dieron origen al establecimiento de dichos procedimientos y los estudios complementarios que actualmente se encuentran en proceso serán plasmados en una normatividad propia para el diseño, construcción, instalación, inspección, mantenimiento y evaluación de instalaciones costa fuera en la Sonda de Campeche, la cual quedará plasmada como una Norma PEP (1998). No obstante, tomando en cuenta los requerimientos inmediatos generados por la necesidad de instalar nuevas plataformas, así como la evaluación de la integridad estructural de plataformas existentes ante la presencia de daños o el posible incremento de cargas y/o de su capacidad de producción, se ha emitido el criterio sísmico aquí presentado que sigue los lineamientos establecidos en el API-RP-2A WSD 20ª edición 1993 (American Petroleum Institute, 1993). Este estudio se realizó con la finalidad de proporcionar, a muy corto plazo, a Pemex un criterio de diseño sísmico para la Sonda de Campeche, que considere las condiciones propias de la Sonda (tipo de terreno, propagación de las ondas, fuentes sísmicas, magnitud y localización de los sismos, etc.), así como un nivel de riesgo adecuado a los niveles de producción de sus plataformas. En el desarrollo de este criterio se consideraron los resultados del Estudio de Riesgo Sísmico para la Sonda de Campeche, realizado por Mario Chávez en 1987 (Chávez, 1987), así como el empleo de las últimas técnicas vanguardistas utilizadas en la definición de los espectros de diseño a partir de un tratamiento semi-probabilista que considera la incertidumbre en la sismotectónica y geología del sitio, especificada por la Norma ISO-1996 (Normas ISO, 1996) y los resultados del Estudio Riesgo Sísmico para la Sonda de Campeche, realizado por el Prof. Robert Bea en 1997 (Bea, 1997).

270

Procesos metaoceánicos

Incertidumbre en las fuentes sísmicas y en la atenuación de la energía del sismo Las condiciones sísmicas de la Bahía de Campeche se definieron a partir de información proporcionada por Mario Chávez en 1997 (Chávez, 1997 a y b). Las condiciones sísmicas están influidas por tres tipos de fuentes sísmicas (ver figura 30). El primer tipo de fuente está asociado con la zona de subducción en la Costa Oeste del Pacífico mexicano. Los sismos en esta zona ocurren a profundidades de 15 a 20 km y con magnitudes próximas a M=8.2. La fuente tipo dos está asociada con la placa litosférica, los sismos se presentan en esta zona a profundidades entre 60 y 250 km,

Figura 30. Zonas que contribuyen al riesgo sísmico de la Sonda de Campeche.

271

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con magnitudes aproximadas a M=7.5. El tipo tres ocurre en el cinturón volcánico transcontinental mexicano, a una profundidad de 20 km y magnitudes mayores a M=6.7 (Chávez, 1997 c). Las relaciones de atenuación desarrolladas para la geología y condiciones sismotectónicas de México fueron proporcionadas por Chávez y Castro en 1988. Estas relaciones fueron basadas en mediciones relacionadas en varios puntos de la República Mexicana y fueron calibrados para los tres tipos de fuentes mencionados. Se encontró una buena correlación entre los registros y las predicciones sísmicas para aceleraciones máximas (Chávez, 1987). De acuerdo con el borrador del ISO (1996), la incertidumbre en la distribución de la aceleración en roca G (lognormal) se puede obtener mediante la siguiente ecuación: σSE = 0.4 (InG10 - InG1) Donde InG10 y InG1 son el logaritmo natural de la aceleración en roca en g´s para un periodo de retorno de 10 años y 1 año respectivamente. El término entre paréntesis también puede ser interpretado como la diferencia de los logaritmos naturales del G 90 percentil y G 10 percentil, respectivamente. Aunque estrictamente el valor de percentil que le corresponde a un periodo de retorno de 1 año es 0, con lo cual el valor de la incertidumbre puede hacerse infinito, para efectos de este criterio se empleó un percentil que resultaba en un valor de incertidumbre congruente con los valores obtenidos en regiones similares según ISO. El periodo de exposición sísmica de la Bahía de Campeche está basado en las caracterizaciones anteriores y un modelo probabilístico de exposición sísmica. La figura 31 resume los resultados para cada una de las tres fuentes sísmicas en la Bahía de Campeche. Las fuentes tipo 2 y 3 presentan movimientos del terreno que dominan los periodos de exposición sísmica (por lo menos en intensidad) en la Bahía de Campeche. Para un periodo de retorno medio de 10 000 años, la aceleración horizontal pico del terreno es de Am ≈ 0.25g. En la tabla 8, se resumen las aceleraciones del terreno para periodos de retorno de 200 y 4 000 años (Chávez, 1987) y las incertidumbres (naturales o aleatorias de Tipo I) asociadas con el 272

Procesos metaoceánicos

Figura 31. Aceleración horizontal pico del terreno.

Tipo 1 2 3

200 años %g 2.1 10.1 6.0

4000años %g 4.0 23 20

Incertidumbre σ SE 0.44 0.67 1.03

Tabla 8. Aceleraciones horizontales pico para la bahía de Campeche e incertidumbres.

movimiento del terreno (expresada como la desviación estándar del logaritmo de la aceleración anual esperada Am). La incertidumbre en la fuente sísmica tipo tres es comparable a la que se tiene para las costas de California (indicando esto la aplicación potencial del criterio sísmico de plataformas contenido en el API-RP 2A y 273

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sus suplementos). La incertidumbre de la fuente sísmica tipo dos resulta menor que la de la fuente sísmica tipo tres. Características de las condiciones locales del suelo Los movimientos horizontales del terreno especificados para el análisis de plataformas deberán considerar las aceleraciones máximas en los pilotes que soportan a la plataforma. En el caso de los suelos de la Bahía de Campeche, se espera que las aceleraciones horizontales máximas en el terreno se presenten a 10 o 20 m de profundidad a partir de la línea de lodos. De acuerdo con el ISO, el tipo de suelo que corresponde con la Sonda de Campeche es de clasificación SC-C, el cual se utiliza para denominar arenas, limos y arcillas rígidas con una velocidad de onda de corte de 600 a 1 200 pies/s.; con espesores de estratos de 10 a 200 pies y velocidades de propagación de ondas menores a 600 pies por segundo, como se indica en la tabla 9. Para este tipo de suelo el ISO recomienda un valor de Ψ = 1.4.

Características del Suelo, ψ SC-A Roca (Vs > 2,500 fps)

1.0

SC-B Suelo rígido a muy rígido, gravas (Vs = 1,200 a 2,500 fps)

1.25

Sc-C Arenas, limos y arcillas rígidas (Vs = 600 a 1,200 fps)

1.4

SC-D Suelo arcilloso de suave a medianamente rígido (H=10 a 200 pies Vs > 600 fps)

2.0

SC-E Se requieren estudios específicos

–

Tabla 9. Geología local y características de las condiciones del suelo.

274

Procesos metaoceánicos

Chávez, en su estudio de 1997, calculó la respuesta sísmica en un número adicional de sitios de la Bahía de Campeche utilizando el programa SHAKE (1972). Estos resultados cuentan con una mejor calidad ya que se incluyó información reciente de sitios donde se determinaron propiedades dinámicas del suelo mediante pruebas de laboratorio. Fundamentalmente se utilizaron el módulo de rigidez al corte (esfuerzo cortante) y el amortiguamiento histerético del suelo. Chávez introdujo los datos del movimiento del terreno para los tres tipos de fuentes sísmicas y obtuvo los movimientos del terreno apropiados para la caracterización del movimiento lateral y vertical. Estos resultados muestran que los movimientos dominantes horizontal y verticalmente para los pilotes de cimentación de la Bahía de Campeche están asociados con la fuente sísmica tipo dos. Para un periodo de 1.0 s (el valor máximo del espectro de respuesta ocurre en este periodo), la fuente sísmica tipo dos produce movimientos horizontales (12 m bajo el lecho marino) que es 10 veces mayor al de las fuentes tipo 1 y 3. Para un periodo de 0.5 segundos en tipo 2, produce movimientos verticales 10 veces mayores al de las fuentes tipo 1 y 3 (155 m bajo el lecho marino). Una de las modificaciones más importantes respecto al criterio sísmico original (Chávez, 1987), es lo referente a la profundidad "efectiva" de los movimientos sísmicos del suelo tanto horizontal como verticalmente. Originalmente ambos movimientos estaban especificados para el lecho marino. Sin embargo, se ha demostrado que el estrato de suelo cohesivo blando (10 a 20 m de espesor) existente en la Bahía de Campeche cambia en forma significativa la respuesta sísmica. El análisis proporcionado por Chávez (1997 b) ilustra estos puntos. Para la fuente sísmica tipo dos (periodo de un segundo) el movimiento horizontal del suelo se amplifica entre 2 y 10 veces, dependiendo del sitio y de las características del suelo (12 m bajo el lecho marino). Sismotectónica Otro parámetro que interviene en la definición de las condiciones locales, es el que toma en cuenta las características sismotectónicas regionales del sitio de interés (ε). El ISO especifica cuatro zonas para la selección de 275

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este factor, las cuales se muestran en la tabla 10. La quinta zona que aparece en la tabla muestra un valor conservador que puede ser refinado con estudios específicos para determinar el tipo de suelo; para fines de este criterio se utilizó un valor conservador de 1.0.

Sismotectónica, ε Zona A o no especificada: Zonas con fallas incrustadas a poca profundidad Zona B: Zonas de subducción profunda Zona C (combinación entre A y B) Zona D: Zonas con interplacas Zona E: Valor predeterminado

1.0 .8 .9 .8 1.0

Tabla 10. Fuentes sísmicas e incertidumbre de atenuación.

Construcción del espectro de 200 años de periodo de retorno Con información hasta ahora especificada fue posible la construcción del espectro de diseño por resistencia (200 años de periodo de retorno). Para facilitar la descripción de la construcción del espectro se definen los siguientes términos: valor inicial, pendiente positiva, meseta, pendiente negativa. Valor inicial se refiere al valor constante que adquiere el espectro hasta antes del inicio de la pendiente positiva (este límite es de 0.05 s). Dicha pendiente va desde el valor inicial y termina en la meseta (de 0.05 a 0.125 s). La meseta es la constante con mayor valor espectral y une las dos pendientes en el espectro. La pendiente negativa es la que se encuentra más a la derecha del espectro. La expresión para el cálculo del valor inicial de la aceleración para un periodo de retorno de 200 años está dada por: 276

Procesos metaoceánicos

G200 = G100 e -0.24σSE Sustituyendo valores, G200 = 0.1 g Las ordenadas espectrales de la pendiente positiva se obtienen mediante la siguiente expresión: Sa = 20T G200 Donde T es el periodo que varía de 0.05 a 0.125 s. La ordenada espectral de la meseta se calcula mediante la siguiente ecuación: Sa = 2.5 G200 Es en la definición de la pendiente negativa donde se introducen las características sismotectónicas y las condiciones locales del suelo. Sus ordenadas se calculan con la ecuación que se presenta a continuación: Sa = Ψε G200 T El espectro así construido asume un amortiguamiento crítico del 5%, y se presenta gráficamente en la figura 32.

277

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Figura 32. Espectro de diseño actual (200 años de periodo de retorno) vs espectros de diseño obtenidos de diversas fuentes.

Incertidumbre por geología y suelo La incertidumbre en la caracterización de la geología y en las condiciones del suelo se especifica de acuerdo con la clasificación establecida para el tipo de suelo en el apartado Características de las condiciones locales del suelo (SC-C). Para esta clasificación la incertidumbre asociada σGS es igual a 0.5 de acuerdo con la tabla 11. 278

Procesos metaoceánicos

Tabla 11. Incertidumbres asociadas con la geología local y condiciones del suelo.

Incertidumbre en la obtención de cargas σ RS) se establece mediante La incertidumbre en la obtención de cargas (σ las incertidumbres en el espectro de respuesta, en la modelación, en las combinaciones modales y en los efectos de ductilidad. Una incertidumbre de 0.3 fue utilizada para los fines de este criterio. Incertidumbre en la capacidad estructural La incertidumbre en la capacidad estructural se dio en función de la incertidumbre asociada a la capacidad en la compresión de los elementos de arriostramiento (braces). Para estos elementos, de acuerdo con la tabla 12, se tiene una incertidumbre, σRE = 0.15 y un sesgo, BRE = 1.4.

279

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Tabla 12. Sesgos e incertidumbres en la estructura y cimentación.

Incertidumbres totales Las incertidumbres totales se pueden dividir en dos grupos: incertidumbre total de carga e incertidumbre total de carga y resistencia. La incertidumbre total de carga se define como la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de todas las incertidumbres de carga: σ2E = σ2SE + σ2GS + σ2RS La incertidumbre total de carga y resistencia se define como la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de la incertidumbre total de carga más la de resistencia: 280

Procesos metaoceánicos

σ2 = σ2E + σ2RE Sustituyendo valores, σE = 1.20, y σ = 1.21. Factor de carga sísmica efectiva El factor de carga sísmica efectiva está dado en función de la ductilidad y de la relación de resistencia residual de la plataforma. Fe = [µα]-1 La ductilidad (µ) está definida como la relación de máximo desplazamiento lateral y se puede expresar como la relación entre el desplazamiento de la plataforma cuando alcanza su capacidad última y el desplazamiento de la estructura cuando se presenta el primer evento importante no lineal en la plataforma. La relación de resistencia residual (α) es la relación del trabajo hecho por las fuerzas laterales para llevar a la estructura a su desplazamiento de colapso y el trabajo hecho por la carga lateral máxima sostenida para el mismo desplazamiento. Para estructuras existentes con arriostramientos verticales que forman juntas K, el factor de carga sísmico es de Fe = 0.63 y para estructuras con arriostramiento horizontal que forman juntas K el factor es de Fe = 0.95, para estructuras nuevas se asume que se debe incorporar una mayor robustez en las diagonales que forman las juntas, se especifican los siguientes valores: µ = 2.0, y α = 0.8, con lo que Fe = 0.63. Índices de confiabilidad y factores de seguridad Los índices de confiabilidad por sismo fueron obtenidos a partir de un estudio de costo-beneficio que incluye factores tales como: seguridad de la vida humana, impacto ambiental e impacto económico asociados con una falla potencial. Dichos índices se presentan en la tabla 13. Los Factores de Seguridad (FS) se definen mediante la siguiente ecuación: 281

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FS =

BE Fe exp ( βσ − 2. BRE

Donde BE es el sesgo de las cargas generadas por el efecto sísmico (1.0 para estimaciones "realistas"). BRE es el sesgo asociado a la resistencia de la plataforma, el cual fue definido en el punto Incertidumbre en la capacidad estructural. Aplicando la ecuación (a) a cada una de las categorías, se obtienen los valores que se muestran en la tabla 14.

Tabla 13. Índices de confiabilidad para las distintas categorías.

Tabla 14. Factores de Seguridad (FS) asociados a las distintas categorías.

Periodos de retorno medios El análisis a nivel ductilidad es requerido para garantizar que la plataforma posee la reserva de capacidad suficiente para evitar su colapso ante la presencia de un sismo raro intenso. De acuerdo con el estudio de riesgo realizado por Bea en 1997 (Bea, 1997) y con las recomendaciones aplicables por API (API, 1993), no se requiere realizar un análisis de ductilidad cuando la estructura ha sido diseñada mediante un análisis a nivel de resistencia y cumple además con los requerimientos de ductilidad establecidos en el API-RP-2A (WSD), 20th Edición. 282

Procesos metaoceánicos

En caso de que el análisis de ductilidad fuese requerido, éste se podrá realizar a través de un análisis incremental de carga (PUSHOVER). La carga última de la estructura obtenida de este análisis dividida entre la carga de referencia deberá satisfacer los factores de reserva de resistencia (RSR) especificados en la tabla 16. La carga de referencia será la carga correspondiente al nivel de resistencia, es decir, el cortante total obtenido a partir del espectro de la figura 32. Mediante la ecuación (b) se pueden obtener los periodos de retorno medios en función del índice de confiabilidad de cada categoría de exposición si el análisis de ductilidad fuese requerido en el tiempo. TDLE = 2.1exp(βδ )1.6

(b)

En esta ecuación δ es la relación entre la incertidumbre total por sismo y resistencia, y la incertidumbre total por efecto del sismo únicamente:

δ = σ = 1.008 σE Los valores propuestos se pueden apreciar en la tabla 15. Categoría Muy Alta Alta Moderada

TDLE Diseño 5500 3200 2200

TDLE Existentes 2800 1600 1100

Tabla 15. Periodos de retorno medios para análisis y evaluación sísmica de ductilidad.

Relaciones de reserva de resistencia Para evitar hacer uso de análisis de ductilidad en la historia de tiempo, se proporcionan los factores de reserva de resistencia contra los cuales se 283

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

comparan los resultados obtenidos al efectuar un análisis incremental de carga (PUSHOVER), dada una configuración inicial similar a la que se obtiene con un espectro de diseño. Las relaciones de reserva de resistencia se establecen mediante la ecuación (c). RSR = Feexp(βσ - 2.57σ σ E)

(c)

Utilizando dicha ecuación, se obtienen los RSR’s para cada categoría y se presentan en la tabla 16.

Categoría

RSR Diseño

Muy Alta Alta Moderada

1.6 1.3 1.2

RSR Existentes (juntas K en marcos verticales) 1.3 1.0 0.9

RSR Existentes (juntas K en marcos horizontales) 1.9 1.6 1.4

Tabla 16. Factores de reserva de resistencia para las distintas categorías.

Conclusiones Ha quedado de manifiesto que una metodología sencilla basada en confiabilidad puede ser utilizada para determinar las cargas sísmicas y definir los factores de seguridad necesarios para el diseño de estructuras marinas. El espectro sísmico de diseño definido en este estudio, así como los factores de seguridad propuestos para estructuras marinas están basados en las recomendaciones establecidas por las normas ISO y en un estudio de sitio realizado para la Bahía de Campeche para cargas sísmicas y respuesta de plataformas marinas. La metodología propuesta anteriormente también puede ser aplicada, en su mayoría, a otras condiciones ambientales de cargas extremas. 284

Procesos metaoceánicos

La metodología establecida en este documento nos permite incorporar de manera transparente los niveles de incertidumbre en los factores de carga, en los factores de resistencia, en las fuentes sísmicas y principalmente en las cargas sísmicas, así como en la capacidad de los elementos de las plataformas. Los valores propuestos en este documento serán posteriormente verificados con análisis detallados que se encuentran en proceso.

Referencias American Petroleum Institute Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platform – Working Stress Design, API-RP2A- WSD, 20th Edition, july 1, 1993. Bea, R. G. "Risk Based Oceanographic and Earthquake Criteria for Design and Requalification of Platforms in the Bay of Campeche", Ocean Engineering Services, Report to Petróleos Mexicanos, Instituto Mexicano del Petróleo and Brown and Root International Inc. Moraga, California, 31 august, 1997. Chávez, M. Análisis de riesgo sísmico en varios sitios de la Bahía de Campeche, Instituto de Ingeniería, UNAM, México, 1987. Chávez, M. "On the Seismic Hazard of the Campeche Bay Region", Prepared for Meeting about the Pemex Transition Normativity for the Bay of Campeche, Berkeley, CA, march, 1997a. Chávez, M. "Preliminary Seismic Hazard Results for Bay of Campeche", Notes and Graphs to R. G. Bea, Moraga, CA, 1997b. Chávez, M. "Seismic Hazard and Design Spectra for Sourthern Gulf of Mexico", 16th International Conference on Offshore Mechanics and Artic Engineering OMAE ’97, Proceeding of Earthquake Criteria Workshop Recent Developments in Seismic Hazard and Risk Assessments for Port, Harbor, and Offshore Structures, Yokohama, Japan, april 17, American Society of Mechanical Engineers, New York, 1997c. Normas ISO (Draft B) Análisis, Diseño, Inspección y Mantenimiento de Instalaciones Costafuera, septiembre, 1996. 285

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

PARÁMETROS OCEANOGRÁFICOS Y METEOROLÓGICOS Introducción El diseño de las instalaciones marinas para producción de hidrocarburos en la Sonda de Campeche (plataformas y líneas submarinas) es regido por las solicitaciones inducidas por la acción combinada del oleaje, viento, corriente y marea generadas por diferentes mecanismos meteorológicos y oceanográficos, principalmente tormentas de invierno (Nortes) y huracanes. Cuando los registros de los eventos significativos no conforman una muestra estadísticamente representativa, es necesario recurrir a la reproducción de las características de tormentas históricas previas (hindcast) mediante modelos matemáticos. Las intensidades de diseño son generadas a partir de información estadística característica de las tormentas más significativas, misma que es posteriormente procesada y ajustada a alguna función de densidad de probabilidad para estimar eventos extremos que pudieran suscitarse, así como sus periodos de retorno. Este proceso recibe el nombre de análisis de extremos. Aquí se definen las zonas generadoras de huracanes del Golfo México y se describen algunos de los estudios de reproducción histórica de tormentas realizados para el Golfo de México. Se describen también las bases de los análisis de extremos y se mencionan los resultados de este tipo de análisis para diferentes parámetros meteorológicos y oceanográficos.

Parámetros Ciclones tropicales (huracanes) De acuerdo con las observaciones que se han realizado en todo el mundo para establecer la localización de los ciclones tropicales, en la actualidad se han identificado 8 zonas generadoras de huracanes (figura 33), de las cuales 2 de ellas afectan directamente la totalidad de las costas mexicanas.

286

Procesos metaoceánicos

Las 8 zonas generadoras de los ciclones tropicales o zonas ciclógenas, se encuentran cercanas al Ecuador y en ambos hemisferios; en el hemisferio norte se encuentran cinco zonas. La zona ciclógena I o de las indias Occidentales se localiza en el Atlántico Norte, y es precisamente aquí donde se originan los huracanes que viajan por el mar Caribe alcanzando la Península de Yucatán y la vertiente del Golfo de México; así como las costas del Este y Sureste de EUA. La zona ciclógena II se localiza en el Océano Pacífico Nor-Oriental, aquí se forman los ciclones que afectan los costas del Pacífico mexicano. La zona ciclógena del Océano Pacífico Nor-Oriental es una de las de mayor generación de ciclones tropicales, mayor que la del Atlántico Norte en frecuencia, pero menor en la generación de huracanes intensos. La zona ciclógena III se encuentra en el Océano Pacífico Occidental, aproximadamente entre las Filipinas y las Islas Marshall; los tifones que se generan en está zona castigan las costas de China y las islas japonesas; así como las Filipinas (donde se llaman baguios). La zona ciclógena IV está ubicada en el Golfo de Bengala y los ciclones afectan a Bangladesh y la costa oriental de la India, alcanzando en ocasiones el Mar de Arabia. La zona ciclógena V se encuentra en el Mar de Arabia. En el hemisferio sur se encuentran las tres zonas generadoras de ciclones tropicales; pero a diferencia de las zonas del hemisferio Norte, la rotación de los ciclones es en el sentido horario. La zona ciclógena VI se localiza en el NE de Australia y al Sur de Polinesia; en este lugar se les conoce a los ciclones tropicales como Willy Willy, estos meteoros viajan al O afectando las costas del N y del E de Australia, llegando a alcanzar el Sur de Indonesia. La zona ciclógena VII se encuentra en el SE del Océano Índico, frente a las costas del NO de Australia, donde los Willy Willy afectan las costas occidentales de Australia, Sumatra y la Isla de Java. La zona ciclógena VIII se ubica en el SO del Océano Índico, donde se crean los ciclones que arriban a las costas del SE del Continente Africano y la Isla de Madagascar.

287

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Figura 33. Zonas ciclógenas del mundo.

Principales efectos destructivos de los huracanes La República Mexicana se encuentra inmersa geográficamente en una de las zonas más propensas al paso de huracanes; los efectos perturbadores de estos fenómenos meteorológicos afectan gravemente las instalaciones costeras que se localizan dentro del litoral mexicano. El poder destructivo de un huracán puede ponerse de manifiesto a través de sus cuatro principales efectos (Soriano, 1990):


Marea de tormenta. Es una sobrelevación del nivel medio del mar, más la marea astronómica y son varios los factores que la generan; pero principalmente es el campo de vientos del huracán, que al ejercer 288

Procesos metaoceánicos







una fuerza cortante sobre la superficie del mar, produce la sobrelevación del nivel medio del mar, aunque esto sólo puede ocurrir en aguas someras, ya que en aguas profundas sólo la baja de presión produce una sobrelevación del nivel medio del mar (tumefacción) que actúa independiente de la profundidad local. Oleaje. Se genera cuando la energía del viento se transfiere al mar y provoca un oleaje creciente bajo la duración de esta acción, y dependiendo de la extensión de este campo de vientos. El oleaje generado crece en tamaño (longitud y altura) bajo la acción del viento, avanzando más rápido hasta que alcanza una velocidad igual a la del viento; en este momento no puede transferirse más energía y se alcanzan las condiciones máximas; sin embargo, como en un huracán son distintas las velocidades del viento dependiendo de la posición con respecto al centro, a estas velocidades también corresponden distintas alturas de ola. El oleaje que se presenta en aguas someras o poco profundas no puede aumentar más allá de ciertos límites que son determinados por la profundidad, la fricción que se desarrolla en el fondo y la condición de rompiente. Estos factores son los que se presentan típicamente en la costa Norte de la Península de Yucatán, donde la plataforma continental alcanza cientos de kilómetros de extensión y donde el oleaje se ve afectado por su interacción con el fondo del mar al perder energía por la fricción con el fondo marino, y en un cambio de dirección y altura por la refracción, y en rompientes debido a las condiciones límites de profundidad (rompientes de aguas someras); por lo que para unas mismas condiciones de viento se puede esperar un oleaje máximo reportado en alta mar mucho mayor al que se pueda alcanzar en la costa; esta diferencia depende en gran parte de la batimetría de la costa y del material del fondo del mar. Viento. Las masas gaseosas atmosféricas se desplazan siempre de las zonas de alta presión a las de baja presión, a este movimiento del aire se le llama viento y la velocidad de éste es directamente proporcional a la diferencia de presión que existe entre los puntos por donde sopla. Sin embargo, en el caso de un huracán, la característica esencial del campo de vientos es su estructura giratoria alrededor del ojo, produ-

289

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase




cida por el equilibrio entre las fuerzas de presión, la centrífuga y la de Coriolis. En el hemisferio Norte, el viento gira alrededor de los centros de bajas presiones en sentido contrario de las manecillas del reloj. La energía cinética de los vientos huracanados ocasiona gran parte de los daños materiales por aumentar su fuerza en forma geométrica con respecto a la velocidad, ya que si la velocidad se duplica, la fuerza se cuadruplica (los destructores efectos del viento de un ciclón tropical se deben a una combinación de su intensidad, su efecto racheado y su duración). Con base en la intensidad de los vientos, se crearon las escalas de Beufort (tabla 17) y la de Saffir-Simpson (Munich Re, 1988). La primera relaciona la velocidad del viento con el oleaje promedio, y empieza cuando el viento está en calma hasta alcanzar la categoría de un huracán; normalmente es la más usada para medir los efectos del viento, aunque para relacionar la intensidad de los huracanes con el daño potencial que éstos pueden ocasionar, se utiliza la escala de Saffir-Simpson (tabla 18). Lluvia. Los huracanes casi siempre van acompañados de lluvias intensas, a medida que se desplazan procedentes de los océanos. En una estación meteorológica, la cantidad total de lluvia observada durante el paso de un huracán puede exceder de 250 mm, caída en un periodo tan corto como de 12 horas. En cualquier caso se producirá gran riesgo de inundación fluvial, que puede causar la pérdida de vidas y muchos daños. La topografía de un país ejerce una importante influencia en las lluvias; si existen montañas cerca de la costa en el recorrido de un huracán, la lluvia puede alcanzar valores extremos.

290

Procesos metaoceánicos

Escala de Beufort BFT Calificación

Vel. del viento a 10 m de altura (km/h)

Alturas promedio de olas en (m)

0

Calma

0-1

0

1

Brisa

1 -5

0

2

Viento Suave

6 - 11

0 - 0.3

3

Viento Leve

12 - 19

0.3 - 0.6

4

Viento Moderado

20 - 28

0.6 - 1.2

5

Viento Regular

29 - 38

1.2 - 2.4

6 D.T. Viento Fuerte

39 - 49

2.4 - 4.0

7 D.T. Ventarrón

50 - 61

4.0 - 6.0

8 T.T. Temporal

62 - 74

4.0 - 6.0

9 T.T. Temporal Fuert e

75 - 88

4.0 - 6.0

10 T.T. Temporal muy Fuerte

89 - 102

6.0 - 6.0

11 T.T. Tempestad 12 H.

Huracán

109

117

118 -

9.0 - 14.0 más de 15.0 m

D.T. Depresión tropical; T.T. Tormenta tropical; H. Huracán Tabla 17. Escala de Beufort.

1

SS Calificación Flojo

2

Mediano

3

Fuerte

4

Muy fuerte

5

Devastador

ESCALA DE SAFFIR SIMPSON DE HURACANES Velocidad media *Marea de Daños que causa del viento [km/h] tormenta 118 – 153 1.5 - 2.0 Ningún daño efectivo a edificios, daños a casas rodantes, arbustos y árboles 154 – 177 2.0 - 2.5 Daños considerables a vegetación y carreteras costeras 178 – 209 2.6 - 3.9 Provoca daños ligeros a construcciones 210 – 249 4.0 - 5.5 Erosión importante en playas, graves daños a edificaciones cercanas a la costa 250 5.6 Daños a casas residenciales y edificios industriales, graves daños a la costa.

Tabla 18 Escala de Saffir-Simpson (SS). * Para incidencia perpendicular a la costa. 291

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Huracanes que afectan las costas de México Los huracanes que afectan las costas mexicanas del Pacífico y Golfo de México, pertenecen a la Zona Ciclógena I y II. Para su estudio, se han establecido 4 zonas matrices o de origen (Luna Bauza, 1977) y en ellas los huracanes aparecen con distinto grado de intensidad, ya que van creciendo a medida que progresa la temporada que se extiende desde la última semana de mayo hasta la primera quincena de octubre y algunos casos se han llegado a presentar a principios de noviembre, como se muestra en la tabla 19. Las 4 zonas matrices de huracanes que afectan las costas del Pacífico y Golfo de México son :





Región Matriz del Pacífico Nor-Oriental. Región Matriz del Golfo de México. Región Matriz del Caribe. Región Matriz del Atlántico.

Siendo las 2 últimas las que afectan con mayor intensidad las costas de México (figura 34) y las que pueden causar mayores daños a las instalaciones marinas de Pemex, ya que durante el recorrido que siguen los huracanes antes de llegar a las costas mexicanas, reciben el suministro energético de las aguas cálidas del Caribe y del propio Golfo de México, lo que propicia que lleguen con una gran intensidad a las costas mexicanas del Atlántico Occidental. Los huracanes que se generan en la región Matriz del Pacífico NorOriental, se originan en el Golfo de Tehuantepec y comienzan en la última semana de mayo, marcando el inicio de la temporada de lluvias en nuestro país. Los meteoros de esta zona matriz nacen en la latitud 15° N aproximadamente, y por lo general los primeros viajan hacia el Oeste, alejándose de costas nacionales; mientras los formados de julio en adelante, de mayor potencia, por lo regular describen una parábola que por la forma del litoral mexicano del Pacífico les hace viajar paralelos a la costa, que al tomar la segunda rama de la trayectoria penetra a tierra al Norte afectando los estados de Nayarit, Sinaloa, Sonora, y el extremo Sur de la Península de Baja California. Sin embargo, durante su primer rama dan

292

Procesos metaoceánicos

lluvias torrenciales a las costas de Chiapas, Oaxaca, Guerrero, Michoacán, Colima y Jalisco.

Figura. 34. Regiones matrices de huracanes. CUENCA MARÍTIMA DEL ATLÁNTICO NORTE NOMBRE

ENE

FEB

M

ABR

MAY

JU N

JUL

AG O

SEP

TEMPORAL TROPICAL * * * * 0.1 0.4 0.3 1.0 1.5 HURACANES * * * * * 0.3 0.4 1.5 2.7 TOTAL DE CICLONES * * * * 0.2 0.7 0.8 2.5 4.3 CUENCA MARITIMA DEL PACIFICO ORIENTAL

OCT NOV

DIC

AÑO

1.2 1.3 2.5

* * 0.1

4.2 5.2 9.4

0.4 0.3 0.7

NOMBRE

ENE

FEB

M

ABR

MAY

JU N

JUL

AG O

SEP

OCT NOV

DIC

AÑO

TEMPORAL TROPICAL CICLONES TOTAL DE CICLONES

* * *

* * *

* * *

* * *

* 0.3 0.3

1.5 0.6 2.0

2.8 0.9 3.6

2.3 2.0 4.5

2.3 1.8 4.1

1.2 1.0 2.2

* * 0.1

9.3 5.8 15.0

0.3 * 0.3

Tabla 19. Frecuencia media de los ciclones tropicales. (* menos de 0.05, vientos > 90 km/h) NOTA : Las frecuencias anuales no son directamente la suma de las frecuencias mensuales, pues un mismo huracán puede contabilizarse durante dos meses seguidos.

293

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Los huracanes que se forman en la región Matriz del Golfo de México, se originan en la Sonda de Campeche y entran en acción en la primera quincena de junio, en latitud próxima a los 22o Norte, su trayectoria es hacia el N y NO, y no llegan a describir la parábola. La zona Matriz del Caribe se ubica en la latitud 13° Norte aproximadamente, estableciéndose en el mes de julio cuando el caldeamiento del mar ha invadido la región insular de las pequeñas Antillas, formándose huracanes de gran recorrido y potencia extraordinaria, especialmente durante agosto, septiembre y octubre; algunos llegan a cruzar la Península de Yucatán para azotar los estados de Tamaulipas y Veracruz, después de haberlo hecho en las entidades de la citada Península. Estos huracanes presentan una trayectoria parabólica bien definida; por lo que de arribar a latitudes mayores a 25o recurvan hacia el Norte, lo cual los lleva a atravesar la Península de la Florida para salir al Atlántico. Otros inician su recurva al Norte anticipadamente, dentro del Caribe, entre la Isla Swan y Cozumel, o antes, quedando las grandes Antillas en su camino hacia el Atlántico; mientras algunos que penetran al Golfo de México no llegan a describir la segunda rama de la parábola, haciendo impacto sobre las costas de EUA, notándose una curiosa preferencia por la desembocadura de los ríos, como si el relieve orográfico ayudase a su encauzamiento, lo que constituye un peligro potencial por temporada para los habitantes de las cuencas de los ríos Bravo y Mississippi. La zona Matriz del Atlántico se ubica en las latitudes 8 y 12o Norte, al Sur de las Islas de Cabo Verde y ocurre a finales de julio, especialmente en agosto, contando con los huracanes de mayor recorrido y potencia y su comportamiento es muy similar a los originados en el Caribe. Las zonas matrices mencionadas antes sufren desplazamientos que obedecen a los centros de máximo caldeamiento marítimo, quienes a su vez están sujetos al movimiento interactuante de las corrientes fría de California y contracorriente cálida ecuatorial en el Pacífico; y en la deriva de las ramificaciones de las cálidas aguas del Golfo, tanto en su recorrido interior como exterior del Caribe, por intromisiones de la corriente fría del Labrador.

294

Procesos metaoceánicos

Frecuencia de ocurrencia de los huracanes En la tabla 19 se señalan las frecuencias medias de ocurrencia de los huracanes que se presentan en el Pacífico Nor-Oriental y en el Atlántico Norte, consignando así la temporada ciclónica (Munich Re, 1988). De la tabla 19 se observa que en los meses finales (agosto, septiembre y octubre), los meteoros pasan de sistemas lluviosos a depresionarios, luego a tormentas tropicales y finalmente a huracanes, sin que con ello se excluya la posibilidad de que queden en la primera fase. En la temporada ciclónica de 1997 (ver tabla 20) se formaron 17 ciclones tropicales en el Océano Pacífico Norte y 7 en el Océano Atlántico, Golfo de México y mar Caribe. El número de los ciclones tropicales con nombre de la temporada 1997 se presentó dentro de la media (normal), que es de 15 ciclones para el Océano Pacifico Norte y de 9.4 en el Océano Atlántico, Golfo de México y mar Caribe. Asimismo, las frecuencias medias de ocurrencia de los huracanes y la intensidad de los mismos pueden cambiar sensiblemente debido a la presencia de otros fenómenos oceanográficos como "EL NIÑO". Se conoce con el nombre de "EL NIÑO" a la aparición de corrientes oceánicas cálidas en las costas del Océano Pacífico de América del Sur, durante el verano del hemisferio sur. Este fenómeno se presenta a intervalos de 2 a 7 años, y se caracteriza porque la superficie del mar y la atmósfera sobre él presentan una condición anormal durante un periodo que va de 12 a 18 meses. La corriente de "EL NIÑO" de 1997 alcanzó su registro máximo histórico en temperatura; durante este año los huracanes de mayor intensidad se presentaron en el Océano Pacífico Nor-Oriental donde ocurrieron 2 ciclones tropicales con categoría 5 en la escala de Saffir-Simpson. De igual manera, durante la temporada 1997, las costas del Pacífico desde Chiapas a Jalisco, fueron afectadas por el evento más intenso de ciclón tropical que se tiene registrado para esta zona, siendo este sistema el huracán "Pauline" con categoría 4 que provocó, entre otros efectos, un valor de precipitación acumulada en 24 horas de 411.2 mm, estableciendo un nuevo récord para esa zona. En el Atlántico, Golfo de México y mar Caribe, el sistema más intenso de la temporada fue el huracán "Érika" de categoría 3 en la escala Saffir-Simpson, con vientos máximos sostenidos 295

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de 205 km/h y una presión mínima en el centro de 946 mb, el cual ocasionó lluvias de moderadas a fuertes y algunas intensas con vientos huracanados, sobre el norte de las Antillas Menores. En la tabla 20 se muestra el número de ciclones tropicales que se han presentado en los últimos siete años en el Océano Atlántico y el Pacífico NorOriental. Con base en un periodo de observación de más de 27 años de trayectorias de huracanes, se elaboró un mapa (ver figura 35) de huracanes que han cruzado las entidades costeras de la República Mexicana.

296

Procesos metaoceánicos

Ciclones extratropicales (Nortes) Estos fenómenos hidrometeorológicos se presentan inmediatamente después de la temporada de ciclones tropicales, o para ser más precisos casi al término de la temporada de huracanes. Se conocen también con el nombre de "Nortes" y se generan al inicio de la temporada invernal, cuando el gradiente de temperatura del mar casi ha desaparecido y existe un equilibrio entre la temperatura del mar y la del aire; por esta razón las corrientes de aire polar pueden llegar a alcanzar latitudes muy próximas a los trópicos, precipitándose en esta zona en forma de lluvia al entrar en contacto con la parte continental o con climas más cálidos. Estos fenómenos que se generan en latitudes medias y altas son la principal causa de la mayoría de las inundaciones, tormentas, tempestades de nieve, aludes y deslizamientos de tierras, ya que éstas se producen directa o indirectamente por este tipo de perturbaciones. En mar adentro, los principales efectos son también el oleaje, la marea o marejada y el viento. Estos fuertes temporales de invierno, cuyos vientos fríos y cortantes, nevadas y ventiscas pueden causar estragos en zonas muy amplias, constituyen en México uno de los agentes perturbadores más importantes por los graves daños que ocasiona, al impedir frecuentemente la navegación marítima, la pesca y el funcionamiento de las instalaciones petroleras, a causa del intenso oleaje que provocan, además de la interrupción de las actividades en las entidades costeras, a causa de las intensas lluvias y de las fuertes ráfagas de viento. Las entidades que resultan gravemente afectadas por el paso de estos fenómenos hidrometeorológicos son: en el Golfo de México, Tamaulipas, Veracruz, Tabasco y Campeche; en el Pacífico, Sonora, Baja California, Sinaloa, Nayarit, Colima, Jalisco y Guerrero.

Modelos hindcast y análisis de extremos Modelación matemática Actualmente, diferentes organismos e instituciones en el mundo realizan estudios destinados a pronosticar los efectos que causan los huracanes y

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nortes; con tal propósito se han desarrollado modelos matemáticos para la simulación de estos meteoros. Mediante estos modelos de simulación histórica de tormenta (hindcast) se pretende obtener mapas de valores máximos probables de los principales efectos de estas tormentas, en función de periodos de retorno usuales para el diseño de estructuras y que faciliten la planeación de las actividades económicas de las entidades costeras. El desarrollo de los modelos hindcast se tomó como una alternativa ante la escasez (o en ocasiones completa ausencia) de mediciones de los parámetros meteorológicos y oceanográficos que se emplean para el diseño de las instalaciones costeras, ya sea en cuanto a duración (años) de los registros, densidad espacial de los puntos de medición, así como la continuidad, calidad y/ o confiabilidad de las mediciones existentes. Las causas antes mencionadas hacen que no pueda llevarse a cabo un estudio estadístico directo tradicional. Actualmente se cuenta con información de las trayectorias de los ciclones tropicales que han ocurrido en el Océano Atlántico desde 1886 a la fecha; sin embargo, la información en cuanto a la calidad y duración de éstos se ha incrementado últimamente al contar con la ayuda de aviones, radares, barcos y satélites equipados con sistemas de medición meteorológica. Toda esta información permite realizar y calibrar los estudios de reproducción histórica de tormentas (hindcast) para obtener los parámetros meteorológicos y oceanográficos que se emplearán en las recomendaciones para el diseño de las instalaciones costeras y/o marinas. Modelos de reproducción histórica (hindcast) Las primeras instalaciones marinas en México fueron diseñadas utilizando información meteorológica y oceanográfica obtenida a partir de modelos de hindcast: estos modelos partían de métodos empíricos y semiempíricos, basados principalmente en los trabajos de Bretschneider (OTC, 1972). Estos modelos se basan en ecuaciones simplistas que describen el comportamiento del oleaje inducido por huracanes y fueron obtenidas de la observación de un número limitado de estos eventos en las condiciones locales de un área específica. La formulación fue posterior-

298

Procesos metaoceánicos

mente adaptada mediante factores de corrección para su utilización en otras latitudes. Con el avance de la tecnología, esta formulación dio paso a modelos numéricos más complejos, calibrados a partir de programas extensivos de mediciones en varias partes del mundo. En 1993, Pemex realizó un estudio de reproducción histórica de tormentas para la Sonda de Campeche utilizando un modelo propuesto por Cardone y Pierson (1976) y Reece y Cardone (OTC, 1982). Esta metodología está basada en un modelo numérico de primera generación conocido como ODGP-2 (por sus siglas en inglés "Ocean Data Gathering Program"). El origen de este programa data de 1968, cuando 8 compañías (Shell, Amoco, Chevron, Esso, Mobil, Gulf, Texaco y la CAGG Marine Region) iniciaron un programa de recolección de datos oceanográficos (ODGP) y meteorológicos en las costas del norte del Golfo de México. Una vez que se contó con registros de las condiciones ambientales, se procedió a implementar un modelo numérico general que representara las condiciones propias del sitio específico (Haring, 1978). El modelo ODGP-2 está planteado en función del intercambio de energía entre el fluido y la atmósfera. Considera condiciones de frontera, efectos de propagación de las olas, refracción y fricción de fondo. Este modelo, a diferencia del propuesto por Bretshneider, requiere calibraciones locales para obtener datos más realistas de las condiciones dominantes en un sitio específico. Mientras que los resultados del estudio de reproducción histórica que aplica la modelación propuesta por Bretshneider representa un conocimiento más empírico, los resultados del estudio aplicando el modelo ODGP representa un conocimiento más científico. En junio de 1993, Pemex inició un programa de mediciones con el fin de validar el nuevo estudio a través de la recopilación de datos meteorológicos y oceanográficos en dos sitios (con profundidades de 150 y 300 m). El programa continuó durante más de un año y terminó en 1995; fue diseñado para recolectar mediciones de los vientos superficiales, marea, niveles del mar, corrientes a 3 profundidades distintas y temperatura en la superficie. El programa de medición estaba en operación durante el paso del huracán Gert en septiembre de 1993, lo que representó una oportunidad única para validar los resultados de los modelos aplicados. Como resultado se encontró gran similitud entre los resultados del modelo ODGP299

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Figura 36. Comparación de la Altura de Ola Significante Resultado del Modelo de Hindcast de Oceanweather y de Mediciones en dos Sitios de la Bahía de Campeche.

2 y las mediciones "in situ" (ver figura 36). Sin embargo, esta tormenta fue demasiado débil para considerarse representativa de los valores extremos de diseño. Además, estas mediciones "in situ" cubrieron un lapso de tiempo muy breve para considerarse representativas de las condiciones normales, las cuales son importantes, por ejemplo, para el diseño por fatiga. En octubre de 1995, la costa sur del Golfo de México fue azotada por el huracán Roxanne. Esta tormenta es considerada como la más severa de este siglo en la zona de plataformas (Cardone y Ramos, 1998) y estuvo muy cerca de las intensidades de la tormenta de diseño de las instalacio300

Procesos metaoceánicos

nes marinas. Roxanne se transformó en un huracán de categoría 3 en la porción occidental del mar Caribe y cruzó la Península de Yucatán para ingresar a la Bahía de Campeche el día 13 del mismo mes (ver figuras 37, 38 y 39). Roxanne vagó por la parte sur del Golfo de México durante varios días causando gran destrucción a lo largo de la costa de México y daños de relativa importancia a la infraestructura marina de Pemex (Cardone y Ramos, 1998). Los daños provocados por el huracán Roxanne en su paso por la Sonda de Campeche generaron la necesidad de revisar las intensidades de diseño y generar las recomendaciones apropiadas para evaluar la integridad estructural de las instalaciones existentes. Los criterios obtenidos (IMP, 1997 y 1998) fueron basados en la filosofía moderna de administración de riesgo (Bea, 1997 y 1998), a partir del establecimiento de probabilidades de falla aceptables y factores de seguridad donde los sesgos e incertidumbres de cada parte del proceso de análisis son considerados de manera explícita.

Figura 37. Trayectoria del huracán Roxanne, octubre de 1995.

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Figura 38. Imagen del Complejo Abkatum-A durante el paso del huracán Roxanne.

La revisión de las intensidades de diseño se llevó a cabo realizando la actualización del estudio de 1993 (Oceanweather, 1993) para incluir la modelación histórica de Roxanne y de algunas otras tormentas recientes. El resultado final (Oceanweather, 1996) fue una población estadística constituida por 22 tormentas de invierno que se registraron entre 1956 y 1992, cubriendo un intervalo de 36 años. Además, esta población incluye los 47 principales huracanes (ver figura 40) que afectaron la porción sur del Golfo de México entre 1931 y 1996 (66 años). Algunos de los huracanes incluidos en la modelación (adicionalmente a Roxanne) son: Charlie (1951), Inez (1966), Brenda (1973) y Gilbert (1988). Los parámetros característicos de cada tormenta fueron obtenidos para los puntos discretos de una malla que cubre la totalidad del Golfo de México y archivados para un área que cubre la extensión de las aguas territoriales. Los puntos discretos están espaciados cada 12 millas náuticas. 302

Procesos metaoceánicos

Figura 39. Foto satélite y modelación numérica del huracán Roxanne, 15 de octubre de 1995.

Figura 40. Trayectorias de huracanes consideradas en el estudio de hindcast del Golfo de México. 303

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Análisis de extremos Uno de los conceptos fundamentales de la estadística de los extremos en el análisis probabilístico de fenómenos climáticos, es el concepto de periodo de retorno medio, en gran parte debido a Gumbel (1967). Si consideramos x1, x2 , ... xi, ... xn una serie de registros aleatorios extremos (estadísticamente independientes) que representan la intensidad anual máxima o mínima de un determinado parámetro meteorológico X (oleaje, viento, cambios extremos de temperatura, etc.), la probabilidad de que un fenómeno climático y/o oceanográfico X, con una intensidad anual mayor que x pueda ocurrir en N años sucesivos es:

P( X > x) = 1 − [ F ( x)] = N

Donde F(x) N n Y T(x)

= Función de Probabilidades Acumulada = Vida Útil de la Estructura (años) = Número de Eventos = Tiempo de Observación y/o de Registros (años) = Periodo de Retorno Medio

Las fórmula general expresada anteriormente es válida para T > 10 años. Si aplicamos la teoría de los extremos (función de distribución de Gumbel) a las ecuaciones anteriores, nos queda:

1−

[ e −e

− α ( x −υ )

]

N

⎡ = 1 − ⎢1 ⎣

Remplazando la función de Gumbel en la ecuación

e− e

−α(x −u)

⎡ Y ⎤ = ⎢1 − n T (x )⎥⎦ ⎣

304

(d)

Procesos metaoceánicos

donde α σ α= = − 1 2 c c u mX ; σ y mX son la desviación estándar y la media de los datos x (intensidades anuales extremas) de la población, C1 y C2 dependen del número de datos de la población (ver tabla 21), si n → ∞, C1=1.128255 y C2=0.57722 (Ghiocel y Lungu, 1975); u es la moda de la función de Gumbel y a es una medida de dispersión. Si el número de datos "n" de la población total se encuentra dentro de un valor intermedio a los datos de esta tabla, habrá que interpolar y/o extrapolar linealmente entre los dos datos más cercanos a "n" de la tabla 21. Por último, despejando x de la ecuación (d) se obtiene,

Esta ecuación relaciona la intensidad extrema máxima x de una carga climática en función de un periodo de retorno medio, tal como se muestra en la figura 41, por ejemplo, para la altura de ola máxima.

305

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Figura 41. Periodo de retorno vs altura de ola máxima.

Es importante mencionar que, en este caso particular, la distribución de Gumbel mostró una mejor correlación con los datos de la población estadística. Por ello, el desarrollo anterior se limita a la estimación de extremos con esta distribución. Las condiciones ambientales más representativas de las plataformas marinas están definidas por los puntos 261 (Nak-1, Rebombeo), 340 (Och), 341 (Abkatum, Chuc-B, Pol), 342 (Caan), 419 (Ku, Ixtal-1), 420 (Akal, Balam, Ek, Batab, Ixtoc, Taratunich dl-2) y 421 (Nohoch-A) mostrados en la figura 42 del estudio de hindcast; estos puntos son los más representativos de las condiciones imperantes en los diferentes complejos que integran la infraestructura de explotación de la Sonda de Campeche; se discriminó del total de tormentas para considerar únicamente las más severas. Sólo se consideraron, para el caso de huracanes, las tormentas cuya altura de ola significante (Hs) resultó mayor a 2.24 m; y para tormentas de invierno aquellas con Hs > 1.0 m. Esta regla empírica permitió obtener mejores correlaciones de los parámetros de diseño con la función de Gumbel. 306

Procesos metaoceánicos

Finalmente, mediante una población estadística que incluyó 22 tormentas de invierno y 47 de huracanes, al realizar el estudio de hindcast y mediante análisis de extremos se determinó la altura de ola máxima (ver figura 43), altura de ola máxima significante, altura de la cresta, altura de marea, velocidad del viento y de la corriente (ver figura 44), en función de la probabilidad de excedencia y el periodo de retorno. Por último, se concentraron los resultados del hindcast y del análisis de extremos en tablas que definen la Altura de ola significante, Altura máxima de la ola, Periodo de la ola, Altura máxima de la cresta, la Marea astronómica, Marea de tormenta, Velocidad máxima del viento (1 hora, 1

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Figura 43. Relación de altura de ola máxima (m) vs Probabilidad de excedencia y periodo de retorno (años). Análisis de extremos para el punto 420, considerando exclusivamente la población de huracanes.

Figura 44. Relación de velocidad de corriente máxima (cm/s) vs probabilidad de excedencia y periodo de retorno (años). Análisis de extremos para el punto 420, considerando exclusivamente la población de huracanes. 308

Procesos metaoceánicos minuto y ráfagas) y Velocidad de corrientes, para distintos periodos de retorno, tal y como se muestra en la tabla 22, para cada uno de los puntos analizados

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Parámetros meteorológicos y oceanográficos para diseño y evaluación de plataformas marinas Los parámetros obtenidos del análisis de extremos fueron procesados posteriormente de acuerdo con la filosofía plasmada en el nuevo criterio de diseño y evaluación (Soriano y Ramos, 1998). Para definir las condiciones ambientales más representativas de los sitios de interés se revisó la información de los puntos discretos definidos dentro o cerca de la Sonda de Campeche (ver figura 42). En el caso de plataformas marinas, las probabilidades de falla aceptables fueron expresadas en términos de los parámetros ambientales más representativos (alturas de ola) y éstos, a su vez, ubicados en el contexto de las condiciones ambientales locales del sitio específico. De esta manera, un nivel de confiabilidad uniforme dio origen a parámetros ambientales que varían de acuerdo con la ubicación de cada complejo. Para la fase de diseño se especificaron parámetros particulares para diseño en condiciones de tormenta estimados a partir del análisis de extremos de la población combinada de huracanes y tormentas de invierno. Adicionalmente, se especificaron parámetros para diseño en condiciones de operación, transportación y estabilidad durante la instalación a partir del análisis de extremos de la población de tormentas de invierno únicamente. Esta diferencia obedece a las condiciones climáticas prevalecientes cuando se llevan a cabo las respectivas etapas de instalación. Es importante mencionar que se establecieron las condiciones normales para el diseño por fatiga, aunque la metodología utilizada para su definición es diferente a la aquí plasmada y queda fuera del alcance de este documento. Condiciones de transportación Los parámetros para diseño por transportación definidos en la segunda edición del criterio transitorio (Soriano y Ramos, 1997a) se estimaron a partir de las condiciones más desfavorables a lo largo de la ruta típica de transportación desde los patios de fabricación hasta el sitio de instalación. Los parámetros meteorológicos y oceanográficos para diseño bajo condiciones de transportación (ver figura 45) planteados en este criterio transitorio (Soriano y Ramos, 1997a) se especifican en la tabla 23. Estos parámetros 310

Procesos metaoceánicos

Figura 45. Transportación de una plataforma.

PARÁMETROS DE DISEÑO Altura de ola significante Hsig m Periodo pico espectral (s) Velocidad de viento asociado con Hsig a 10 m SNMM (m/s) Velocidad superficial de corriente Asociada con Hsig cm/s

CATEGORÍA DE EXPOSICIÓN

ÚNICA 5.38 11.86 14.36 26

Tabla 23. Parámetros para diseño en condiciones de transportación .

están definidos considerando exclusivamente la proyección de extremos basada en la información estadística correspondiente a tormentas de invierno (Nortes). Por esta razón son válidos para maniobras realizadas fuera de la temporada de huracanes. Los parámetros mostrados en la tabla 23, representan las condiciones más desfavorables sobre la ruta especificada en la figura 46. Parámetros adicionales representativos de otras posibles trayectorias deberán jus 311

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tificarse con base en un estudio meteorológico y oceanográfico integral y deberán estar sujetos a la aprobación de PEP.

Figura 46. Trayectoria considerada en la estimación de parámetros para análisis en condiciones de transportación.

Condiciones de operación Los parámetros de diseño planteados en la segunda edición del criterio transitorio (Soriano y Ramos, 1997b) para las cargas en operación (ver tabla 24) consideran exclusivamente la información estadística referente a tormentas de invierno (Nortes). Se definieron las condiciones oceanográficas y meteorológicas de la Sonda de Campeche, para un periodo de retorno de 10 años, que tiene una probabilidad de excedencia de 16.4% anual. Con esta información, es posible determinar las condiciones ambientales más críticas que se pueden presentar por cargas ambientales durante las operaciones normales de las plataformas. 312

Procesos metaoceánicos

Áreas: Akal, Balam, Batab, EK, Ixtoc, Tarantunich dl-2 Profundidad de agua: 44 - 52 m

Periodo de retorno (años) Altura de ola significante (m) Altura máxima de la ola (m) Periodo de la ola (s) Altura de la marea astronómica (m) Altura de la marea de tormenta (m) Velocidades máximas de viento a 10 m (m/s) 1 hr Velocidades de corriente (cm/s) 0% 50% 95%

10 3.82 7.09 10.68 0.76 0.36 15.7 42 37 20

Tabla 24. Extremos meteorológicos y oceanográficos para condiciones de operación en las áreas indicadas, considerando exclusivamente tormentas de invierno.

Condiciones de estabilidad durante la instalación Los parámetros oceanográficos recomendados para garantizar la estabilidad de la estructura, durante el proceso de instalación (Soriano y Ramos, 1997c), así como la seguridad de la barcaza y equipos durante las operaciones de instalación se describen en la tabla 25. Las condiciones de mar definidas en esta tabla son aproximadas y consideran que la embarcación tiene un periodo natural de vibración diferente al del oleaje. Las condiciones de estado límite del mar que garanticen la estabilidad de la barcaza durante la instalación dependen, sustancialmente, de las características específicas de la embarcación (tamaño, capacidad, etc.), anclaje, dirección y periodo del mar, y las operaciones requeridas durante la instalación (McClelland y Reifel, 1986). 313

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Altura máxima de la ola (m) Periodo de la ola (s) Marea astronómica (m) Marea de tormenta (m) Velocidades máximas de viento a 10 m SNMM (m/s) 1 Hr Velocidades de corriente (cm/s) 0% de la profundidad 50% de la profundidad 95% de la profundidad

2.45 7.8 0.76 0.21 9.64 25.92 23.37 13.64

Tabla 25. Parámetros mínimos de diseño en condiciones de estabilidad.

Áreas: Akal, Balam, Ek, Batab, Ixtoc, Taratunich dl-2; Profundidad de agua: 44 - 52 m Evaluación Diseño Intervalo Elástico Resistencia Última Nivel Diseño Moderada Alta Muy Alta Periodo de retorno de referencia (años) 180 99 753 892 1485 Altura de ola máxima (m) 16.7 15 21 21.5 23 Periodo de la ola (s) 12.06 11.46 13.52 13.70 14.24 Marea astronómica (m) 0.76 0.76 0.76 0.76 0.76 Marea de tormenta (m) 1.04 0.98 1.20 1.22 1.27 Velocidades máximas de viento a 10 m SNMM (m/s) 3s 58.77 53.30 72.60 74.22 79.09 5s 56.79 51.51 70.16 71.73 76.43 15 s 52.54 47.65 64.91 66.36 70.71 1 min 47.18 42.79 58.28 59.58 63.49 1 hr 39.42 35.75 48.70 49.79 53.06 Velocidades de corrien te (cm/s): 0% de la profundidad 125 111 159 163 175 50% de la profundidad 97 83 131 135 147 95% de la profundidad 78 70 100 102 109 Parámetros

Tabla 26. Extremos meteorológicos y oceanográficos. 314

Procesos metaoceánicos

Condiciones de tormenta En la segunda edición del criterio transitorio (Soriano y Ramos, 1998), se especificaron parámetros de acuerdo con las diferentes revisiones estructurales propuestas en el nuevo criterio (ver tabla 26). Se definieron parámetros para análisis y revisión elástica (nivel de diseño) y para análisis y revisión inelástica (resistencia última). Para esta última se definieron los parámetros correspondientes a cada posible categoría de exposición: moderada, alta y muy alta (Soriano, Ramos et al., 1998).

Conclusiones Los parámetros meteorológicos y oceanográficos presentados en este trabajo representan el estado actual del conocimiento al respecto. Fueron obtenidos con metodologías representativas del estado del arte en la modelación histórica de tormentas, apoyadas en un tratamiento probabilista de las condiciones ambientales extremas generadas por la presencia de huracanes y nortes en las costas del Golfo de México. Los resultados finales son congruentes con criterios de diseño y evaluación basados en administración de riesgo que permiten lograr sistemas seguros con probabilidades de falla acordes con filosofías de operación y características locales. A pesar de que se contó con información meteorológica y oceanográfica, recolectada por Pemex mediante un programa de monitoreo de la Sonda de Campeche para validar los modelos de reproducción histórica aplicados en este estudio, la tormenta registrada (Gert, 1993) fue demasiado débil para considerarse representativa de los valores extremos en la zona. Por ello, se recomienda una campaña de monitoreo extensiva para evaluar los sesgos y reducir las incertidumbres en los datos utilizados, así como ampliar la población de tormentas existente con datos reales.

Recomendaciones Es necesario instalar una red de monitoreo permanente en la Bahía de Campeche que proporcione información meteorológica y oceanográfica 315

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que permita calibrar extensivamente el modelo de reproducción histórica utilizado. El programa de monitoreo permitiría realizar diseños más confiables al contar con información estadística real del sitio. Además, el programa de monitoreo proporcionaría otros parámetros para revisiones especiales y de diseño de otro tipo de sistemas estructurales.

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CAPÍTULO V Exploración y reservas Agradecemos la colaboración del Ing. Raúl González García e Ing. Rosalío Hernández García, quienes proporcionaron la información para estructurar este capítulo.

Exploración y reservas

EXPLORACIÓN Y RESERVAS Cuando el hombre inicialmente empezó la búsqueda del petróleo, la forma más fácil de encontrarlo fue buscar la evidencia de emanaciones de éste en la superficie de la tierra. Generalmente, las emanaciones de petróleo son el resultado de buzamientos hacia arriba o de filtraciones a través de una fractura. La observación de emanaciones ha conducido al descubrimiento de muchos de los campos petroleros más grandes en los Estados Unidos, en el Medio Oriente, en Venezuela, y en otros lugares del globo. Que las emanaciones ocurrieran en estructuras anticlinales fue observado en épocas tan tempranas como 1842, pero no fue sino hasta que Drake perforó a través de roca para producir su pozo cuando se descubrió que los pozos de Oil Creek estaban ubicados sobre anticlinales. Ésta fue una teoría interesante y fue utilizada en la búsqueda de acumulaciones de gas en un grado limitado en los Estados Unidos, y por geólogos en busca de crudo en otros países. Pero ninguna compañía petrolera doméstica parece haber establecido departamentos geológicos hasta casi a la vuelta del siglo. Seguidamente después, sin embargo, se empezó a prestarle atención a la actividad de los geólogos y más tarde los geofísicos en la ubicación de acumulaciones de petróleo o al menos de los sitios donde el crudo pudiese existir. Desde los años veinte ha habido un constante incremento en la cantidad y calidad de la tecnología disponible para los petroleros para ayudarlos en su búsqueda de nuevos suministros de petróleo. Estas herramientas y técnicas, por supuesto, no estaban disponibles para los exploradores primitivos (wildcatters), los que a menudo seleccionaban sus sitios de perforación por intuición, utilizando varas buscadoras de minerales, o por "arroyuelogía" buscando "señales" en el fondo del arroyuelo. Durante la pasada década, el rápido avance de la tecnología, gran parte basada en el microprocesador, ha tenido un impacto explosivo en la industria petrolera. En los últimos 10 años han aparecido más tecnología y técnicas nuevas que en los pasados 100. La exploración es el segmento de la industria que ha sido mayormente impactada por esta riqueza abrumadora de nuevos conocimientos.

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El equipo de campamento es más pequeño, liviano, más confiable, más preciso, más sensitivo y proporciona mucha mas información que cualquiera que hubiese estado disponible al comienzo del último crecimiento petrolero en los últimos 70 años. Entre el inicio de la fase de exploración y la construcción de mapas finales que le muestran a una compañía dónde debe perforar, hay nuevas herramientas y dispositivos que nunca fueron soñados hasta hace pocos años. Sin embargo, la herramienta básica en la búsqueda de petróleo sigue siendo el conocimiento de la misma tierra (cómo se formó, su composición y su configuración presente). Pero no es suficiente el sólo hecho de saber de la existencia de la acumulación de petróleo en una ubicación específica. Antes de invertir lo que seguramente podría llegar a ser decenas de millones de dólares, el operador necesita saber si el pozo será factible comercialmente o si recuperará su inversión y probablemente obtenga una ganancia. No todo pozo iniciado hoy asegura un acierto. Todavía hay muchos peligros, pero los métodos modernos disminuyen el riesgo. Utilizando equipo sísmico de primera calidad y una computadora súperpotente, la compañía Phillips Petroleum acertó tres descubrimientos, después de tres intentos, en el norte de Texas, y seis de seis intentos en Alberta.

Exploración La búsqueda de petróleo comienza con geólogos y geofísicos que utilizan sus conocimientos de la tierra para localizar áreas geográficas propensas a contener rocas de yacimiento. Una vez encontrada esa área "propensa", se realizan entonces más pruebas e investigaciones específicas, y la información recopilada es utilizada para construir mapas del subsuelo y hasta modelos tridimensionales de lo que yace debajo de la superficie de la tierra. El geólogo Es el trabajo del geólogo estudiar rocas que están expuestas para su observación y puedan proveer pistas a estructuras y condiciones del subsuelo; de esa manera, el afloramiento de rocas en los valles de los ríos y barran322

Exploración y reservas

cos, en zanjas de irrigación y cateos de minas, y muestras tomadas de pozos de agua y pozos existentes de petróleo, son todas fuentes de información. Si la exploración se realiza en un área de producción conocida, la información geológica se obtiene más fácilmente. En adición a la información adquirida por la revisión de la superficie, la información detallada de la subestructura puede ser obtenida de reportes gubernamentales anteriormente requeridos, historias de pozos previamente perforados, y publicaciones de documentos geológicos. Los geólogos estudian los cortes de las rocas y muestras de núcleos tomados de pozos previos para determinar la edad de la variedad de formaciones y el ambiente cuando éstas fueron depositadas. Mucho del conocimiento es obtenido del registro de instrumentos electrónicos que son bajados dentro de las bocas de pozos para la medición de las propiedades eléctricas, radioctivas, sónicas, e información técnica de la composición de las rocas. Esta información, junto con pruebas hechas para el contenido de fluido y presión, facilitan a los científicos la determinación de porosidad, permeabilidad y las edades y secuencias de varias rocas, y buscar "impregnaciones" de gas. De toda esta información, ellos pueden sugerir dónde perforar para hallar petróleo y gas. Sismología Aunque los geólogos fueron los primeros en tomar una parte activa en la búsqueda de petróleo, para 1920 el incremento de la demanda de fuentes de suministro demostró que simplemente buscar señales de petróleo sobre la superficie de la tierra no era suficiente, sino que se necesitaban mejores métodos, así que el trabajo de los geólogos empezó a mezclarse con el de los geofísicos quienes utilizan tecnología, incluyendo sismología, para localizar y describir las formaciones del subsuelo. Dos de los primeros métodos desarrollados fueron la barra de torción balanceada, la cual mide las fuerzas gravitacionales en la tierra por la cantidad de torción, o torcedura que causan sobre un filamento de alambre fino tendido tensamente y el sismógrafo. Con el sismógrafo, las estructuras del subsuelo pueden ser deducidas midiendo los tiempos de tránsito de ondas de sonido generadas por medios hechos por el hombre. 323

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Un dispositivo llamado sismómetro para detectar eventos bajo tierra fue inventado en 1841 por David Milne. Luego en 1855, L. Palmiere construyó lo que él llamó un sismógrafo, que podía detectar y grabar en su observatorio en el Monte Vesuvio. Su nombre, tomado del griego, significa literalmente "escrituras de terremoto" y ése fue su primer y aún uno de sus mayores usos actuales para trazar gráficos, registrar y estudiar terremotos porque los sismogramas que produce son simplemente eso, registros de terremotos. Sin embargo, en la exploración petrolera, en vez de esperar que la naturaleza provea un terremoto, los geofísicos crean uno por ellos mismos. Aunque muchas veces más pequeño que uno real, estos terremotos menores son vitales en la búsqueda de petróleo. Otro uso del sismógrafo fue descubierto durante la Primera Guerra Mundial cuando el Dr. L. Mintrop, inventó un modelo portátil que el ejército alemán podía usar para localizar artillería aliada. Tres sismógrafos fueron emplazados en posiciones en frente de los cañones aliados y cuando éstos disparaban, hacían un registro de las vibraciones de la tierra causadas; de estas vibraciones se podía calcular la ubicación exacta de los cañones. Después de la terminación de la guerra, el Dr. L. Mintrop revirtió este proceso. Hizo estallar cargas de dinamita en locaciones conocidas y registró en sismógrafos portátiles las vibraciones producidas. Luego midió la distancia y computó la geología utilizando el proceso descrito más adelante. Sus esfuerzos marcaron el principio de la industria sísmica moderna. Así se formó una compañía llamada Sismo, y en 1924 suministró la primera cuadrilla sísmica traída a Norteamérica para trabajar en Texas por la Gulf Production Company. Esto fue poco después de las pruebas conducidas en 1921 en la ciudad de Oklahoma por Clarence Karcher, William B. Haseman, Irving Derrine, y William C. Kite, quienes de acuerdo con la inscripción en el monumento erigido en el sitio "probaron la validez de la reflexión sísmica como una herramienta útil en la búsqueda de petróleo" (figura 1). En teoría, la sismología es realmente muy simple. Como la tierra está compuesta de capas que varían en densidad y espesor, cuando la energía, como la producida por una explosión, es liberada en la superficie, viaja en todas las direcciones. Al chocar la energía contra cada una de las capas, 324

Exploración y reservas

parte de ella se refleja nuevamente a la superficie donde es detectada y registrada por el sismógrafo. El proceso es semejante a cuando un niño hace rebotar una pelota de goma, si la bola golpea una acera de concreto, la reacción es muy distinta a que si hubiese caído en un montón de arena. La sismología es realmente muy similar. Una pequeña carga de dinamita es explotada usualmente en un hueco perforado de poca profundidad. Las ondas resultantes se esparcen a través del suelo, encontrando diferentes estratos y formacioFigura 1. Placa colocada en el nes. Tal como con la bola resitio de las pruebas de campo del botada, cada formación reflesismógrafo por reflexión en las ja las ondas de energía de instalaciones de la Biblioteca acuerdo con sus propias caracBelle Isle en Oklahoma City (fotografía por Ken Anderson). terísticas de "rebote". Las ondas se deflectan hacia arriba a la superficie, donde son recogidas por geófonos o jarras, dispositivo sensible de detección incrustado en la tierra en ubicaciones predeterminadas. Los geófonos están conectados a cables que llevan sus señales al camión registrador de sismos. Allí son amplificadas y trasladadas a una película permanente o cinta magnética donde pueden ser usados para producir un mapa preciso de las estructuras bajo la superficie (figura 2). La información es recopilada sobre una distancia horizontal y compilada para crear una sección transversal vertical de la tierra. Mediante un cuidadoso examen el geofísico puede determinar la posibilidad de la presencia de petróleo y gas (figura 3). 325

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Figura 2. Principios básicos del trabajo por reflexión sísmica utilizando los métodos de explosión en el punto de disparo. La explosión en el punto de disparo No. l crea ondas de choque, las cuales son reflejadas por las formaciones del subsuelo, recogidos por los geófonos y registradas en el camión de grabación (cortesía Anne McNamara, Fundación para la Comunicación de Recursos del Petróleo).

Figura 3. Versión conceptualizada de cómo un mapa de sección transversal es construido desde la información sísmica.

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Exploración y reservas

En el campo En el pasado, la cuadrilla tradicional de sísmica con base en tierra o "cuadrilla de la vara buscadora", consistía en un jefe de grupo que estaba totalmente encargado de la cuadrilla, los geólogos o geofísicos que decidían dónde se haría el disparo y planeaban la ubicación de las varias piezas del equipo al mismo tiempo que decidían sobre el "patrón" o cuadrícula de líneas a utilizar; los peritos que marcaban las locaciones del pozo de disparo y los geófonos, dentro del patrón deseado, el cual es frecuentemente una estrella u otra configuración geométrica; los perforadores, que perforaban los hoyos de disparo; los cargadores, que colocaban las cargas explosivas; los disparadores, que conectaban las cargas y las disparaban por orden del geólogo, y finalmente, los ayudantes de jarras que acomodaban los cables del camión de cable, en patrones deseados, y conectaban los geófonos. Después del disparo, tenían que apresurarse a recoger todo rápidamente, para trasladarse a la próxima locación para repetir el procedimiento. Sismología no explosiva Durante los últimos 15 años el uso de explosivos poderosos por las cuadrillas con base en tierra, ha disminuido considerablemente. Aunque algunas condiciones de tierra y superficie del suelo todavía requieren la dinamita para obtener información precisa, hoy día se acumula mucha información mediante el uso de máquinas de vibración o de descenso de peso. Una de las compañías pioneras en este campo fue la Conoco, en Ponca City, Oklahoma, creador del sistema VIBROSEISTM, ahora manufacturado por Mertz, también en Ponca City. VIBROSEISTM es básicamente un método de sustituir vibraciones u ondas causadas por el hombre por las causadas por una explosión, muy parecido a cuando la dinamita fue empleada en lugar de los terremotos. Equipo especialmente diseñado y construido dentro de vehículos de rodamiento hace contacto con la tierra y crea ondas de choque, bien sea al arrojar un gran peso o por el uso de un dispositivo de vibración para la creación de ondas. Éstas penetran la superficie tocando formaciones bajo 327

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tierra, y son reflejadas de nuevo al sismógrafo exactamente en la misma forma que las ondas generadas por la explosión. En el mar, aunque no son técnicamente de VIBROSEISTM se usan burbujas o reventones de aire comprimido de dispositivos remolcados detrás de lanchas que recogen la información sísmica sin el daño al ambiente submarino que causarían las cargas explosivas (figuras 4 y 5). Aunque no puede ser usado en todo tipo de terreno, VIBROSEISTM tiene muchas ventajas, entre ellas su habilidad de ser usado en áreas pobladas sin daño o alteración a los alrededores. Por lo general, es menos costoso y consume menos tiempo que el emplear equipos de perforación, cuadrillas de disparo, y obviamente los costos y peligros de transporte y manejo de altos explosivos son eliminados (figura 6).

Figura 4. Cuando se utiliza el trabajo por reflexión sísmica, el vibrador en el punto 1 crea ondas de choque que son reflejados por las formaciones del subsuelo, recogidas por los geófonos y grabadas en el camión de grabación.

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Exploración y reservas

Figura 5. Operaciones sísmicas en el mar utilizan explosiones de aire remolcadas detrás de un barco para crear ondas de choque que son recogidas por hidrófonos y transferidos al barco (cortesía Mobite World).

Figura 6. Marchando en una línea, unidades de VIBROSEISTM originan ondas de sonido de varias frecuencias en la superficie (cortesía de Anne McNamara. Fundación para la Comunicación de Recursos del Petróleo).

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Detección directa Las técnicas descritas anteriormente sólo pueden facilitar información que indica una probabilidad de la existencia de una acumulación petrolífera en un sitio dado. La única manera de confirmar la existencia de un reservorio es perforar un pozo de prueba, lo cual puede ser un proyecto costoso y consumidor de tiempo. Sin embargo, a mediados de los años setenta, los científicos de la compañía Shell Oil reportaron un nuevo desarrollo, llamado detección directa de hidrocarburos, el cual ofreció la promesa de mayor precisión para determinar las acumulaciones de petróleo. Llamado puntos brillantes (bright spots), el método requería que los geofísicos estudiaran detenidamente las bandas blancas que aparecen con frecuencia en las secciones de registros. Previamente éstas fueron ignoradas, pero se descubrió que podían ser interpretadas como reflejo de altos niveles de energía y, por lo tanto, podían revelar áreas con acumulaciones de hidrocarburos. Las bandas eran causadas por roca porosa llena de gas natural atrapado que reflejaba un eco sísmico más fuerte que las rocas llenas de agua. No era una panacea porque los puntos brillantes podían ser malinterpretados o, a veces, engañosos en el sentido de que no todos los puntos brillantes contenían hidrocarburos y no todos los depósitos aparecían como manchas brillantes. Sin embargo, le dio a los científicos una herramienta nueva de importancia en la búsqueda de petróleo. Cartografía del subsuelo Los geólogos y geofísicos combinaron sus conocimientos de la historia de la Tierra, sus rocas, ambientes deposicionales y características geológicas con información obtenida de inspecciones realizadas. Su información fue mejorada por evidencia directa del análisis de muestras de núcleos de rocas de yacimiento obtenidas mediante la perforación en la tierra, o por la información grabada por dispositivos electrónicos sónicos y registros electrónicos de instrumentos bajados dentro de la boca del pozo. Por todo esto fue posible la construcción de mapas de áreas por debajo de la superficie. Los mapas de contorno muestran estructuras geológicas relativas a puntos de referencia llamados marcadores de correlación. 330

Exploración y reservas

Las líneas de contorno son dibujadas a intervalos de profundidad para agregar una tercera dimensión, y las profundidades en incremento con frecuencia son ilustradas por el uso de colores contrastantes en el mapa. Los mapas isópacos ilustran variación en el espesor entre los marcadores de correlación. El sombreado de color a menudo fue usado en conjunto con las líneas del mapa isópaco para claridad y contraste. Se construyeron otros mapas para mostrar fallas y sus interacciones con otros lechos y fallas, la porosidad y permeabilidad, variaciones en características de rocas y arreglos estructurales. Sin embargo, todo esto sólo proporciona una mirada desde arriba muy similar a la vista de la planta de un plano de una casa. Para lograr una perspectiva más clara tenían que ser complementadas con un mapa de la sección transversal, mostrando la elevación o vista lateral; las secciones transversales pueden ser hechas para un área extensa o para ilustrar un solo detalle. Entonces se usaron varios mapas junto con las secciones transversales. Modelos conceptuales Toda esta información fue utilizada para construir modelos conceptuales o la idea de alguien de cómo fue estructurada un área geológica, cómo se veía, y dónde era probable encontrar las acumulaciones. Patrones de fallas fueron mostrados al principio sobre modelos conceptuales alrededor de 1930, y éstos probaron ser útil en desarrollar acumulaciones petrolíferas alrededor de domas salinos y anticlinales fallados. Alrededor de 1950, la información adquirida mediante los estudios del subsuelo, además del conocimiento de sedimentos recientes, fueron la base de modelos conceptuales que proporcionaron ideas sobre la distribución de reservorios y trampas relacionadas tanto con los carbonatos como con las areniscas. La mayoría de éstos incluían conocimiento del ambiente de los depósitos de capas de reservorio. Éste era un paso importante, porque el poder predecir la saturación de espacio de poros y los cursos de la arena es importante para las operaciones que manejan reservorios de arenisca. Puede ser muy decepcionante el desarrollar inicialmente un reservorio para perforar un pozo cerca de un pozo productor establecido y no encontrar arena productiva. Igual de decepcionante 331

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es que más tarde, durante el proceso de desarrollo, un pozo no logre encontrar la arena presente en pozos cercanos. La ausencia de arena se vuelve un problema más grande cuando es necesario, en la vida de un campo productivo, mejorar la recuperación por medio de inyección de agua u otros métodos de recuperación secundaria o terciaria. Peritajes magnéticos Los magnetómetros son dispositivos que pueden detectar fluctuaciones por minuto en el campo magnético de la Tierra. Estas fluctuaciones o "anomalías magnéticas" pueden suministrar información sobre estructuras rocosas enterradas. Los primeros magnetómetros eran unos instrumentos voluminosos de uso sólo en tierra que tenían que ser mudados de sitio en sitio manualmente, con gran dificultad. Esto convertía el peritaje magnético en una tarea ardua y en un proyecto consumidor de tiempo, porque sólo una pequeña área podía ser cubierta por día. Finalmente, se desarrollaron modelos que podían ser remolcados por avión y de repente cientos de miles de superficies de la Tierra pudieron ser estudiadas en muy corto tiempo. El desarrollo del helicóptero trajo una flexibilidad aún mayor. Pero tales peritajes tomados a altitudes bajas solamente podían recopilar datos de estructuras geológicas cercanas como una montaña o falla de superficie. Luego, en 1981, la NASA lanzó un satélite llamado Magsat, capaz de estudiar figuras magnéticas a una escala continental. Aunque la mayoría de las lecturas provenían del principal campo magnético de la Tierra, también se recopilaba información de muchos campos débiles muy dentro de la corteza. ¿Por qué es importante el estudio del magnetismo de la Tierra? Debido a las grandes profundidades involucradas, el estudio de los campos magnéticos es uno de los pocos métodos disponibles para ayudar al hombre a aprender sobre el manto de la Tierra, su contenido y su composición. La información Magsat ha ayudado a los científicos a construir mapas topográficos utilizando colores para añadir contraste a las anoma332

Exploración y reservas

lías magnéticas, las cuales fueron dispuestas en orden de intensidad de menor a mayor grado mostrando cómo las rocas del subsuelo eran magnetizadas por el campo mayor de la Tierra. Se espera que dichos datos revelen más y más información sobre las fuerzas tectónicas que mueven la plataforma continental y que eventualmente prueben ser de utilidad en la localización de áreas con minerales enterrados de interés para el hombre. Algunas anomalías parecen anunciar la presencia de grandes depósitos de mineral de hierro, de tubos kimberlíticos, donde se encuentran diamantes. Es interesante notar que estos mismos tubos kimberlíticos contienen una fuente profunda de hidrocarburos, una realidad que resulta interesante para exponerla a los proponentes de la teoría inorgánica de los orígenes del petróleo. Otras herramientas Otras herramientas desarrolladas por los geofísicos son los gravímetros, que miden las variaciones en la magnitud del campo gravitacional de la Tierra para suministrar información sobre la profundidad y naturaleza de la roca enterrada. El radar SLAR (Radar Aerotransportado de Imágenes Laterales) puede penetrar cubiertas de nubes o follaje denso de selva para producir imágenes fotográficas de la superficie de la Tierra. Hoy en día, el radar en tierra, llevado a lo largo de la superficie sobre correderas, puede revelar características hasta ahora escondidas. La llegada de la era espacial trajo consigo la teledetección. Esto involucra el producir imágenes utilizando medios infrarrojos (sensibles al calor) para crear fotografías o "imágenes" de televisión de un área. Llevados a bordo de aeronaves o satélites, los dispositivos de detección pueden recopilar una amplia gama de información (plagas en las cosechas e infecciones por insectos, intrusión de agua salada, fallas o depósitos de minerales enterrados, etc.). El equipo de sensibilidad y de detección infrarroja de hoy en día es tan sensitivo que uno puede volar sobre un estacionamiento pavimentado vacío y desde una altitud muy elevada discernir cuál fue el último espacio del estacionamiento en ser ocupado debido a la imagen de calor remanente del último vehículo en salir. 333

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En el pasado, al paso que la nueva tecnología presentaba más y más información actualizada a los exploradores, la tarea de recopilar, compilar y arreglarlo todo en forma utilizable creció rápidamente. El solo hecho de entrar a los mapas manualmente se convirtió en un proceso largo y tedioso que a menudo tomaba cientos de horas de trabajo por parte de geólogos de la tierra, cartógrafos y matemáticos. De hecho, cada vez había más información disponible, lo cual empezaba a ser una tarea casi imposible. Además, a pesar de las destrezas de aquellas personas involucradas, muchas veces no se podía incluir información vital, debido a que la tecnología no la podía proporcionar. Afortunadamente el microprocesador, el mismo dispositivo que ahora hace disponible tanta información, provee también la metodología para hacerlo útil.

Una nueva era de tecnología Sistemas digitales de registros sísmicos Hoy en día, el uso de equipo digital de registro sísmico ha eliminado en gran parte el trabajo pesado, los costos de mano de obra y el tiempo consumido en recopilar, procesar y transmitir información sísmica de alta calidad. Uno de esos sistemas digitales es el OPSEIS 5586 portátil RF / de Cable Fino. Originalmente desarrollado por Phillips Petroleum de Bartlesville, Oklahoma, en los años setenta, ahora es construido y comercializado por Applied Automation, también de Bartlesville. El equipo de hoy en día utiliza la misma tecnología del microprocesador para recolectar, editar y registrar información sísmica. El OPSEIS está diseñado para operar en áreas difíciles tales como ríos, lagos, pantanos, montañas, cañones y selvas. Idealmente hecho para operaciones de 3-D, puede utilizar cualquier fuente de energía estándar: vibradores, dinamita, caída de pesas o cañones de aire. El centro del sistema consiste en unas Unidades Sísmicas de Control Remoto portátiles también llamadas Unidades de Transmisión Remota (RTU) (por sus siglas en inglés) y una Estación Central de Registros (CRS) (por sus siglas en inglés). Las RTU están conectadas a la CRS por una radio VHF de una sola frecuencia que proporciona comunicaciones de doble vía y digitales. 334

Exploración y reservas

Cada RTU puede preamplificar, filtrar, adquirir alcance y digitalizar la entrada de datos analógicos de sus geófonos. Cada sistema es capaz de almacenar hasta 4 000 estaciones (figura 8). Ya que las RTU no están normalmente conectadas entre sí por incómodos cables, se les puede mudar con facilidad para tomar una nueva visual sin tener que trasladar la CRS. Sin embargo, si las barreras naturales interfieren con la conexión del radio, se pueden conectar las RTU Figura 8. OPSEIS 5521 Unidad por una conexión de telemetría de Sísmica Remota (cortesía de cable fino. Automatización Aplicada Esa versatilidad permite casi Hartmann/Braun). cualquier configuración expandida. La colocación exacta de cada RTU y, de hecho, de los puntos del peritaje inicial para la completa operación puede lograrse a través del uso de equipo de posición del satélite. El equipo de posición del satélite. Una vez que los puntos de controles primarios y secundarios estén en posición, los teodolitos y el equipo de medición eléctrica pueden ser utilizados para exhibir el resto del barrido (figura 9). Siguiendo cada evento o serie de eventos sísmicos, la información de las RTU es transmitida a la CRS, una estación de recopilación de información sísmica portátil o colocada sobre un camión. La CRS proporciona el centro de control operacional y punto de interconexión para todo el sistema. Consiste en un armazón procesador de sismos, una terminal de gráficos de colores, de mesa, un mecanismo que impulsa la cinta y un trazador de gráficos digital. El sistema incluye revisiones para garantizar la calidad de la información, revisiones de la fuente y diagnósticos de rutina. Además de eso, el sistema graba un rastreo de cinta después de cada trazo de registro, el cual documenta los resultados de pruebas adquiridos 335

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antes y durante la toma de la visual. El registro rastreador incluye las lecturas de fugas y continuidad de ese trazo, como también de los voltajes principales de la batería y los suministros de las RTU. Estas últimas características pueden salvar muchos miles de dólares perdidos, gracias a que localizan cables con fugas o averiados al trabajar en campos mojados. También, la revisión de la calidad de la información en el campo para asegurar que todo el equipo funciona satisfactoriamente y que emite información correcta puede prevenir la extremadamente costosa y frustrante pérdida o distorsión de información que en el pasado no pudo haber sido detectada sino hasta que el peritaje o estudio estuviese completo (figura 10). Ya que las RTU funcionan con baterías, es necesario cargarlas periódicamente para evitar falla o mal funcionamiento del equipo. Las baterías son recargadas con regularidad y en forma documentada en unidades de carga portátiles ubicadas justamente fuera del área de registros.

Figura 9. OPSEIS 5586 Estación de Grabación Central (cortesía de Automatización Aplicada Hartmann/Braun).

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Exploración y reservas

Figura 10. OPSEIS 5586 Operación de Campo (cortesía de Automatización Aplicada Hartmann/Braun).

CAEX Uno de los mayores logros en el campo de la exploración es el uso de CAEX, o Exploración Asistida por Computadoras. Consiste en el uso de estaciones de trabajo computarizadas para el proceso interactivo de las inmensas cantidades de datos disponibles hoy en día y prepararlos para su interpretación. Se pueden usar tanto sistemas tridimensionales (3-D) como dimensionales (2-D). Formación de imágenes sísmicas en 3-D Los expertos petroleros sostienen que las probabilidades de encontrar petróleo en territorio inexplorado oscilan entre una en cinco a una en diez. Aún al perforar cerca de donde el petróleo ya ha sido descubierto, las 337

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probabilidades pueden ser de dos a una. Para poder lograr su perfecta secuencia de nueve de cada nueve mencionada antes, la empresa Phillips Petroleum utilizó la formación de imágenes sísmicas en 3-D, la más avanzada, y costosa, de las nuevas técnicas. Esta técnica implica el registrar datos de varias miles de ubicaciones en contraste con los varios cientos que se registran con los métodos tradicionales de 2-D. El proceso 3-D compila la información y la alimenta a una súpercomputadora, en el caso de Phillips, una Cray 1M 2800, capaz de hacer 160 millones de cómputos en un segundo. La computadora convierte la información en una imagen tipo cubo del área del subsuelo en estudio en lugar de las viejas cintas de registros. Esta técnica funciona bien en áreas donde las trampas son pequeñas y complicadas, como en el Hardeman Basin, y donde métodos más antiguos y menos perceptivos no funcionan tan bien. Sin embargo, se deben considerar los costos por el uso del proceso 3-D. Esto incluye utilizar equipo más sofisticado, cubrir una mayor área de superficie de tierra durante el barrido electrónico, lo cual significa gastos mayores en la obtención de permiso de los dueños de la propiedad para utilizar el terreno. En la actualidad los precios de las inspecciones con 3-D pueden llegar a costar hasta $ 60 000 por milla cuadrada. Por lo tanto, se debe usar el método de 3-D sólo después que los estudios con 2-D hayan detectado la presencia de estructuras seguras de contener petróleo. CAEX de 2-D El procesamiento interactivo en 2-D de información sísmica es el resultado del CAEX de 3-D y no al revés, como uno pudiera pensar. En el proceso de 2-D las estaciones de trabajo tratan de utilizar tantos atributos de 3-D como sea posible, incluyendo despliegues mejorados de gráficos en colores, como también cartografía de horizontes y fallas. A menudo, el proceso de 2-D puede completar proyectos en dos tercios de tiempo menos que los viejos métodos "manuales". Obviamente puede manejar mucha más información entrante y proporciona imágenes mucho más precisas en detalles, ya que el uso del color ayuda a distinguir características que pueden haber sido pasadas por alto anteriormente. 338

Exploración y reservas

GIPSIE Un ejemplo de un sistema que satisface la creciente necesidad de los geólogos de evaluar más y más información en menos tiempo posible, producir mapas precisos que muestren estructuras subterráneas en detalles exactos y al mismo tiempo integrar información de otras disciplinas es el GIPSIE (Sistema de Trazado Interactivo Geológico para la Interpretación y Evaluación). El GIPSIE, que automatiza muchas tareas geológicas de rutina, fue desarrollado por la empresa Shell Oil y por los científicos y geólogos de computación de Intergraph Corporation de Huntsville, Alabama. El software GIPSIE genera con actividad paneles de correlación de pozos, secciones transversales, mapas volúmenes y reservas y modelos en 3-D. También puede convertir los mapas de 2-D a 3-D. Las funciones especiales de 3-D incluyen la generación de superficies tanto en cubo como en malla. Las secciones transversales pueden ser transferidas a 3-D y las locaciones de pozos conectadas con diagramas limítrofes. Las estaciones de trabajo más modernas de la tecnología de la empresa Intergraph, potenciadas por sus microprocesadores CLIPPER, utilizan software de uso fácil para el usuario, ofreciendo ayuda en línea a través de tutoriales y menúes. Otro hardware y software les permite a los fotogrametristas compilar mapas de referencia digitales de fotografías aéreas. Los dispositivos exploradores ópticos pueden introducir información directamente de mapas en existencia; y la información digital puede ser almacenada bien, sea en discos ópticos o en película. En pocas palabras, gran parte de la antigua mano de obra laboriosa involucrada en el manejo e incremento de la cantidad de análisis e interpretación de información geológica y geográfica ha sido eliminada por los microprocesadores. Se pueden producir modelos cúbicos que no solamente ilustran las características del subsuelo, sino que también pueden ser cubiertos por mapas de la superficie que muestren los derechos de propiedad actuales de la tierra y arrendamiento (figuras 11 a 15).

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Figura 11. El software de procesamiento de imágenes Intergraph es mostrado en el nuevo InterPro 3070, la primera estación de trabajo de la industria con resolución de 2 megapixeles y una pantalla gigante de 27 in. criba (cortesía de la Corporación Intergraph).

Figura 12. Generada con GIPSIE, un corte transversal de sección geológica-estructural con trayectorias de pozo mostradas es creada a lo largo de una línea sísmica para propósito de correlación (cortesía de la Corporación Intergraph).

Figura 13. Este mapa generado con GIPSIE, muestra valores de saturación de hidrocarburos, sobrepuestos en el tope de la estructura del yacimiento (cortesía de la Corporación Intergraph).

340

Exploración y reservas

Figura 14. Un GIS de petróleo verdadero integra interpretaciones de subsuelo, incluyendo porosidad y distribución de saturación de hidrocarburos con características de la superficie tales como límites de la concesión. La muestra es el resultado de la consulta topológica utilizando toda la información (cortesía de la Corporación Intergraph).

Figura 15. Este modelo sólido tridimensional del subsuelo muestra el horizonte del geólogo y la interpretación de las fallas basada en la información suministrada por los pozos desviados (cortesía de la Corporación Intergraph).

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Referencias Berger, Bill D. Facts About Gil, Stillwater, Oklahoma State University, 1975, pp. 18-22. Focus on Energy, Calgary, Canadian Petroleum Association, 1979, pp. 1-2. Geological Applications, Huntsville, Intergraph Corporation, 1988, p. 10. Gold, Thomas. Power From the Earth: Deep Earth Gas: Energy for the Future, London, J. M. Dent & Sons Ltd., 1987, p. 39. Houndry, P. y D.G. Lang. "3-D Land Seismic Acqusitions - A case History”, en The Gil and Gas Journal, october 3, 1983, Railsback, Lynn. "High Tech Brings Gil Risk Down" en PhilNews, July, 1988, pp. 1-3. OPSEIS, 5586 System Over view manual, Bartlesville, OPSEIS, Publications, 1989). The Geophysical Story: Seismic Exploration for Gil and Gas, Calgary, The Canadian Petroleum Association, 1979, pp. 1-2.

342

Son los volúmenes de aceite y/o gas que se considera serán recuperables comercialmente de yacimientos descubiertos y conocidos en una fecha definida.

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

Exploración y reservas

EXPLORACIÓN Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS

343

Todos los cálculos de reservas involucran un mayor o menor grado de incertidumbre o riesgo, que depende de la cantidad y calidad de la información (estructural, estratigrafía, petrofísica, litológica, geoquímica, etc.) y de la ingeniería de yacimientos (presión, temperatura, etc.) El grado de desconocimiento de algunos de estos parámetros se utiliza para la clasificación de las reservas en: reservas probadas y reservas no probadas.

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

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344

345

Las reservas remanentes son la suma de las reservas probadas más las probables, más las posibles.

Probables y posibles

Las reservas no probadas se clasifican en:

Desarrolladas y no desarrolladas

Las reservas probadas se clasifican en:

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS

Exploración y reservas

346

Para su cálculo se utilizan métodos determinísticos y probabilísticos; cuando se utilizan estos últimos la probabilidad o certidumbre de recuperación de esos volúmenes será del 90% o más.

Éstos serán económicamente recuperables, en una fecha dada con una certidumbre razonable.

Son los volúmenes de aceite y/o gas calculados a condiciones atmosféricas y bajo criterios actuales de rentabilidad atractivos (utilidad, valor presente neto, tasa interna de retorno y relación beneficio costo).

RESERVAS PROBADAS

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Son los volúmenes calculados extrapolando o suponiendo parámetros geológicos y de ingeniería de yacimientos, más allá de los límites conocidos del yacimiento, que se supone serán recuperados con una razonable certidumbre y considerando además escenarios técnicos y económicos que no prevalecen en el momento del cálculo.

RESERVAS NO PROBADAS

Exploración y reservas

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Son aquellos volúmenes que al ser calculados por métodos probabilísticos deberá existir una probabilidad o certidumbre de al menos 50% de que los volúmenes a recuperar serán iguales a la suma de las reservas probadas más las probables.

RESERVAS NO PROBADAS RESERVAS PROBABLES

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Son aquellos volúmenes que al ser calculados por métodos probabilísticos deberá existir una probabilidad o certidumbre de al menos 10% de que los volúmenes a recuperar serán iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más la probables, más las posibles.

RESERVAS NO PROBADAS RESERVAS POSIBLES

Exploración y reservas

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Exploración y reservas

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Exploración y reservas

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Objetivo

354

Descubrir y evaluar nuevas reservas de hidrocarburos

1-2 años

Incorporación de reserva

Confirmar la geometría y dimensiones de la trampa, realizar la caracterización inicial de sus yacimientos y cuantificar el volumen de reservas del activo básico.

1-2 años

Delimitación y caracterización inicial

0%

Geología y Geofísica Geología y Geofísica

100%

Comprobar la hipótesis sobre la existencia de sistemas petrolíferos en una provincia geológica determinada y estimar su potencial.

1-2 años

Evaluación del potencial petrolero Recuperación secundaria

Recuperación mejorada

Maximizar la recuperación de la reserva.

0%

Minimizar el impacto ecológico, buscando restituir las condiciones del área.

1-3 1-3años años

Abandono Abandono

100%

Ingeniería Ingeniería

Optimizar el esquema de explotación de los campos durante sus diferentes etapas de producción.

Comportamiento primario

Explotación de campos 10 – 50 años

Evaluación Económica Ecología

Esfuerzo

Explotar las reservas probadas de aceite y gas

2-3 años

Desarrollo de campos

Proceso exploración-producción

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Geoquímica

Ciencias Computacionales

1980´s

Geofísica

Petrolera

1970

´s

11996600´s´s

Exploración

s 1990´

Geología

Registros geofísicos de pozo

Paleontología

Algunas disciplinas disciplinas científicas científicas en en la la Algunas exploración de de hidrocarburos hidrocarburos exploración

Exploración y reservas

Geología regional . Provee un entendimiento de cuáles áreas son probables productoras, por qué son productoras, y determina dónde profundizar su estudio.

Estratigrafía . Es una rama de la geología que provee un entendimiento de los procesos que crearon las unidades roca y su ubicación en el tiempo geológico.

Geofísica . Provee una imagen subsuperficial del suelo y la información suficiente para definir aspectos estructurales (trampas).

Geología estructural . Provee un entendimiento de los procesos de deformación del subsuelo debido a esfuerzos compresivos o de extensión que originan las trampas.

1.

2.

3.

4.

Geoquímica. Es una rama de la geología que estudia la química del petróleo y sus fuentes para definir las rocas generadoras, caracterizar el tipo y origen del aceite crudo y/o gas. Modelos de Cuencas. Son modelos geológicos postulados e integrados del sistema petrolero, que incluye roca almacenadora, roca generadora, roca sello, migración y sincronía del hidrocarburo, y que se relacionan con cuencas petroleras conocidas. Caracterización del yacimiento . Describe las características petrofísicas de flujo así como presión y temperatura del yacimiento para mejorar su explotación.

6.

7.

Exploración y Producción

5.

La industria de la geociencia:

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356

357

Para desarrollar actividades de investigación, operación, administración, etcétera.

En la industria del petróleo caben todas las profesiones

Ingenieros geólogos Ingenieros geofísicos Ingenieros hidrólogos Ingenieros petroleros Ingenieros químicos Ingenieros civiles Ingenieros eléctricos Matemáticos Químicos Físicos Biólogos

La industria del petróleo y sus profesionistas

Exploración y reservas

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Exploración y reservas

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• • • • •

Rocas generadoras Rocas almacenadoras Rocas sello Trampa Sincronía y migración

Lo constituyen:

El sistema petrolífero

Exploración y reservas

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362

Generalmente son lutitas negras.

Deben también alcanzar una temperatura adecuada, para la transformación de esa materia orgánica en hidrocarburos.

Son aquellas que tienen un alto porcentaje de contenido orgánico que puede ser algáceo, maderáceo, herbáceo y amorfo.

Rocas generadoras

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A B C D

F G H I J K L M N O

4 cm

4

3

15

14

13

12

11

10

9

8

7

6

5

Fragmento de núcleo de fondo en pozos petroleros.

2

0

1 2

Exploración y reservas

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A

I

J

K

2 L M

4 cm. N O

Fragmento de núcleo de fondo en pozos petroleros.

B C D E F G H

0

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13

12

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5

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3

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1

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Exploración y reservas

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368

Es una herramienta para identificar las rocas generadoras.

Geoquímica

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Exploración y reservas

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Registro geofísico compuesto. Se observan los intervalos con presencia de hidrocarburos.

Exploración y reservas

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Registro geofísico compuesto, señalando los intervalos en donde se demostró la producción del gas no asociado.

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385

Generalmente son las lutitas, anhidritas y sal.

Son rocas constituidas por partículas muy finas, del tamaño de limos (0.053 a 0.0039 mm) y arcillas (0.0020 a 0.00006 mm), que al ser compactadas resultan impermeables, o bien depósitos evaporíticos que evitan la migración de los hidrocarburos.

Roca sello

Exploración y reservas

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Son los rasgos geológico-estructurales que enasociación con las rocas almacenadoras y sello son capaces de retener los hidrocarburos expulsados de las rocas generadoras.

Trampa

Exploración y reservas

387


Anticlinal. Anti = contra, clinos = inclinación. Estratos rocosos plegados en forma dómica alargada, desde 2 a 40 km de longitud y 2 a 10 km de amplitud promedio. Están asociados a esfuerzos tectónicos compresivos.
Estratigráficas. Se originan por cambios laterales de porosidad y permeabilidad en las rocas almacenadoras, pueden corresponder a acuñamientos, discordancias y cuerpos lenticulares, generalmente están asociados al medio ambiente de las rocas almacenadoras.
Fallas. Son desplazamientos de la roca que acumulan aceite y gas en la roca almacenadora, al ponerla en contacto con rocas sello. Su origen está asociado a esfuerzos tectónicos de compresión y/o tensión.

Trampas

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

388

Anticlinal

Acuñamiento

389 Discordancia

Cuerpos lenticulares

Falla

Domo de sal

,

Tipos de trampas de hidrocarburos

Exploración y reservas

Sección sísmica tipo del campo Ixtal, donde se muestra la intrusión salina y los reflectores sísmicos de las formaciones.

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

390

Sección estructural tipo del campo Taratunich. Se muestra la distribución de las formaciones y la intrusión salina, en la dirección del bloque 301 al 201.

Exploración y reservas

391

Configuración estructural de la brecha del campo Taratunich, donde se puede ver la distribución de fallas y bloques.

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

392

Sección sísmica tipo del campo Jacinto.

Jurásico

Cretácico

393 co

ásic

táci

Jur

Cre

o

J

á ur

sic

o

Exploración y reservas

Sección estructural tipo del campo Jacinto que muestra la distribución de los contactos de las formaciones referidas de pozos perforados.

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394

Configuración estructural de la cima del Cretácico Inferior del campo Paredón, en donde se muestra el fallamiento.

Exploración y reservas

395

Sección estructural tipo del campo Jujo-Tecominoacán que muestra la distribución de los contactos de las formaciones y bloques formados por las fallas.

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396

Configuración estructural de la cima de Jurásico Superior Kimmeridgiano del campo Jujo-Tecominoacán.

Exploración y reservas

397

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

398

Exploración y reservas

399

Datos del objetivo Ejemplo: Prospecto Sonora Longitud =5.0 km Amplitud = 2.0 km 2 Superficie = 10 km (10 000 000 m2) Espesor del objetivo = 50 m Volumen roca = 10 000 000 x 50 = 500 millones de m3 Porosidad = 10% Volumen de roca poroso = 500 000 000 x 0.10 = 50 000 000 m3 Saturación de hidrocarburos de los poros = 60% Volumen de hidrocarburos in situ = 50 000 000 x 0.6 = 30 000 000 m3 Volumen de hidrocarburos in situ = 188 691 000 barriles Volumen original de aceite = 188 691 000 / 2.3 (Boi) = 82 039 891 barriles Factor de recuperación del aceite = 30% Reserva de aceite = 82039 891 x 0.30 = 24 611 967 barriles

Cálculo de volúmenes de hidrocarburos in situ

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400

Rsi = 200 M3/ m3

401

Fr gas = 0.50

F conv. gas equiv. líquidos = 1 000 m3 de aceite a c.s./MMm3 gas a c.s.

F rec. Cond. = 800 m3 de aceite a c.s./MMm3 de gas

Factor de encogimiento por líquidos = 0.90

Factor de encogimiento por impurezas = 0.90

Datos del análisis composicional

Fr oil = 0.25

Datos de la simulación matemática

Boi = 2.300

Datos del análisis PVT

Datos ejemplificativos ( a condiciones atmosféricas)

Información para el cálculo de reservas

Exploración y reservas

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402

403 16.00

3.80 34.00

17.00

76.00 7.00

Egresos

26.00

Ingresos por ventas (20 USD x barril)

34.00

Pronósticos de producción en millones de barriles 16.00

Total egresos estimados

8.00

4.00 17.00

Operación y mantenimiento a pozos e instalaciones

14.00

4.00 7.00

16.00 3.00

6

Instalaciones superficiales de producción

2.00

Año

Perforación de pozos desarrollo (doce)

8.00

Reinterpretación de la información de los pozos exploratorios y delimitadores

5

Perforación de pozos delimitadores (dos)

26.00

1.00

Selección de prospectos exploratorios 5.00

3.00

Integración e interpretación geológica-geofísica

2.00

15.00

Adquisición sísmica de detalle 3D, 100 km²

Reinterpretación de la información antecedente

2.00

4

Perforación de pozos exploratorios (uno)

3.00 2.00

Geología de campo de detalle estructural

2.00

Integración e interpretación geológica-geofísica

reprocesos sísmicos

Adquisición sísmica de semidetalle 500 km lineales

3

Selección de áreas de interés

1.00 10.00

Estudios de laboratorio (petrográficos, pañeontológicos, radiométricos, etc.)

8.00

3.00 3.00

3.00

Adquisición de gravimetría y magnetometría

2

Estudios geoquímicos de campo my laboratorio

2.00

Geología de campo (fotogeología, imágenes de satélite, estratigrafía, geología estructural, paleontología, sedimentología, etc.)

1

Captura y análisis de la información Geología y geofísica antecedente

Actividades

30.00

120.00

6.00

30.00

14.00

16.00

7

30.00

164.00

8.20

30.00

14.00

16.00

8

8.00

110.00

5.50

8.00

8.00

9

5.00

30.00

1.50

5.00

5.00

10

181.00

500.00

25.00

PLANEACIÓN, PROGRAMACIÓN DE ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y PRESUPUESTO. Con objeto de tener una visión de corto, mediano y largo plazo, se planean y costean las actividades así como pronósticos de producción y egresos-ingresos estimados (cantidades en MMUSD). Cuenca del Baluarte (ejemplo simplificado)

Exploración y reservas

PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

404

Exploración y reservas

405

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

406

Exploración y reservas

407

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

408

CAPÍTULO VI Análisis de riesgo y confiabilidad Ernesto Heredia Zavoni Ingeniero civil, Universidad Católica del Perú (1985). M.Sc. en Ingeniería civil, Washington University in St. Louis 1988. M.A. en Ingeniería civil e investigación de operaciones, Princeton University, 1990. Ph.D. en Ingeniería civil e investigación de operaciones, Princeton University, 1993. Investigador científico en el IMP, investigador huésped en el Tasei Co Research Center de Japón e investigador en el Departamento de Estructuras de la Universidad Católica de Chile. David de León Escobedo Ingeniero civil, Facultad de Ingeniería, Universidad Autónoma de Tamaulipas (1973-1978). Posgrado en la Facultad de Ingeniería, UNAM (1978-1983) Doctorado en la University of California, Irving (19911995).

Análisis de riesgo y confiabilidad

INTRODUCCIÓN En la ingeniería estructural de plataformas marinas, como es también el caso de otras estructuras, es necesario tomar decisiones, entre otras, sobre: 1) factores de seguridad y parámetros de diseño y evaluación; 2) frecuencia de inspecciones y 3) estrategias de reparación para mantenimiento. El análisis de riesgo se puede usar como una herramienta para tomar decisiones respecto del diseño y evaluación, inspección y mantenimiento. Por ejemplo, se pueden determinar los factores de seguridad para el diseño que minimicen el riesgo durante la vida de servicio de la estructura, o se pueden seleccionar intervalos óptimos de inspección de manera que el riesgo sea el menor, o definir una estrategia para reparación que no ponga en peligro el servicio y la seguridad de la estructura. En términos generales, el análisis de riesgo asociado con la falla estructural de una plataforma involucra la evaluación de las siguientes variables: 1) la probabilidad de que se presente un evento de cierta intensidad que pueda hacer fallar a la plataforma, es decir el peligro; 2) la probabilidad de que la plataforma falle en caso de que se presente un evento peligroso, o su complemento que se conoce como confiabilidad estructural y 3) las consecuencias de que ocurra una falla estructural de la plataforma. Existen diferentes tipos de peligro, tales como el ambiental, de operación, de organización, etc. El peligro ambiental se refiere a los eventos o fenómenos naturales entre los que se encuentran el meteorológico, el oceanográfico y el sísmico. La evaluación del peligro debe incluir también los aspectos operacionales y de error humano. Se estima que en la distribución del peligro asociado con la falla estructural, usualmente los ambientales representan entre el 20 y el 40% de la probabilidad de falla de la plataforma. En cuanto a los peligros de operación, por ejemplo fallas estructurales asociadas con eventos como fuego, explosión, o colisión, la tasa de falla en plataformas de perforación y producción es de 1/1 000 al año (Bea, 1997). La confiabilidad estructural se puede cuantificar mediante la probabilidad de supervivencia de la plataforma, o su complemento, es decir la probabilidad de falla. La evaluación de la confiabilidad requiere modelos que permitan cuantificar la acumulación del daño y sus efectos en la capacidad resistente o de servicio de la estructura. Existe 411

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

una serie de herramientas para tal efecto, entre ellas los análisis de primer y segundo orden, o las técnicas de simulación de Montecarlo. Finalmente, las consecuencias de falla se evalúan en términos de costos económicos. Una manera de integrar estas variables, considerando la incertidumbre que tienen asociada, y cuantificar el riesgo es calcular lo que se conoce como costo total esperado. En una forma simplificada, el costo total es la suma del costo inicial y del costo futuro a devengar en caso de una falla (en valor presente) ponderado por la probabilidad de falla. El costo inicial incluiría todos los costos asociados con la puesta en operación de una plataforma, tales como los costos de diseño, construcción, transportación, instalación. El costo futuro se referiría a los costos asociados a la falla de la plataforma, o consecuencias de falla, los cuales incluirían los costos por pérdida de productividad o rentabilidad diferida, los costos de reparación por daño ambiental, los costos de reposición o reparación tanto de la estructura como del equipo correspondiente, y los costos por lesiones y pérdidas de vidas humanas. Existe una gran variedad de formulaciones de distinto grado de complejidad para el cálculo del costo esperado que consideran con mayor refinamiento el peligro, la confiabilidad, los costos y consecuencias de falla. Una vez evaluado el riesgo se puede tomar decisiones de manera que éste sea mínimo. Por ejemplo, se puede seleccionar el nivel de confiabilidad con que debemos diseñar la plataforma de forma tal que se minimice el costo total esperado, o seleccionar periodos óptimos de inspección asociados con costos totales mínimos, o seleccionar estrategias de reparación que garanticen un riesgo mínimo. El problema de toma de decisión está asociado, entonces, a un problema de optimación.

ANÁLISIS DE RIESGO Una aplicación importante del análisis de riesgo se da en la toma de decisiones sobre diseño y evaluación de plataformas marinas. El diseño se refiere al caso de plataformas nuevas a ser fabricadas e instaladas. Por evaluación se entiende el caso de plataformas existentes, en donde, por alguna razón, se considera necesario efectuar una revisión y un diagnóstico de su integridad mecánica y seguridad estructural. Las razones para 412

Análisis de riesgo y confiabilidad

realizar una evaluación son variadas; pueden ser, entre otras, un cambio en las cargas actuantes producto de la adición de equipo en la plataforma, o daño reportado después de un evento extremo, como el paso de un huracán o la ocurrencia de un sismo de gran intensidad, o un cambio en el servicio que brinda una plataforma. Se requiere, entonces, determinar los niveles de seguridad apropiados y los correspondientes factores y parámetros para el diseño y la evaluación de una plataforma. Supóngase que se cuantifica el riesgo, como se indicó arriba, mediante el costo total esperado durante la vida de servicio de la plataforma. El comportamiento del costo total esperado con la probabilidad de falla, bajo ciertas consideraciones (Stahl, 1986), se muestra en la figura 1 para diferentes costos futuros. Se muestra también la variación decreciente del costo inicial con la probabilidad de falla, aproximada en la figura como una variación lineal. Se observa que se puede invertir un costo inicial alto para garantizar una probabilidad de falla pequeña o, por otro lado, se

E[Ct]] Cf = 300 MM Puntos de costo óptimo

Cf = 200 MM Cf = 100 MM

Costo inicial Ci

Pf Figura 1. Costos totales esperados versus probabilidad de falla.

413

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

puede invertir muy poco inicialmente pero a costa de diseñar y construir una estructura con una alta probabilidad de fallar durante su servicio. Mientras que el costo inicial se reduce, el costo total esperado se incrementa con la probabilidad de falla. Para probabilidades de falla bajas, el costo inicial controla el costo total esperado; para probabilidades de falla altas domina el riesgo asociado con el costo futuro esperado. Existe un punto en donde el costo total esperado es mínimo y éste nos define la probabilidad de falla óptima para el diseño de la plataforma. Se observa cómo la probabilidad de falla óptima para diseño es menor para costos futuros mayores; es decir, a medida que los costos de falla de la plataforma se incrementan, debemos diseñarla para una mayor confiabilidad. Puesto que el cálculo del costo total esperado involucra la erogación de costos futuros en el tiempo, es necesario incluir el descuento del valor del dinero a través de una función de valor presente, la cual dependerá, en general, de la vida de servicio de la plataforma y de la tasa neta de descuento. En la figura 2 se muestra la variación del costo total esperado en función de la probabilidad de falla para diferentes tiempos de servicio de una plataforma. Se puede observar cómo a medida que se incrementa la vida útil de la plataforma, la probabilidad de falla óptima disminuye. Esto quiere decir que se requiere diseñar estructuras más seguras si la vida útil es mayor, puesto que el costo de la inversión en el largo plazo es más alto. Dependiendo entonces no sólo del costo de falla sino del plazo de la inversión, entendido como el tiempo de servicio de la plataforma, habrá que decidir cuál es la probabilidad de falla óptima para la cual se debiera diseñar la estructura. En el caso de la evaluación de estructuras existentes, la decisión óptima respecto de la confiabilidad estructural no necesariamente está dada por el menor costo total esperado. Existen otros criterios de decisión, tales como considerar que existe una relación entre el costo de reparar una plataforma existente para llevarla a un cierto nivel de confiabilidad estructural y el costo para alcanzar la misma confiabilidad en el caso de una estructura nueva en su etapa de diseño. La evaluación del riesgo permite entonces determinar la probabilidad de falla y los niveles de seguridad apropiados para las instalaciones marinas. Estos niveles de seguridad corresponden a los niveles de riesgo 414

Análisis de riesgo y confiabilidad

E [C‘T] (US $ millions)

20

T=5 T=10 T=50

15

10

5

Puntos de costo óptimo 0 1.E-05

1.E-04

1.E-03

1.E-02

PF Figura 2. Efecto del tiempo de servicio en el costo total esperado.

óptimos tanto para el caso del diseño de plataformas nuevas como para la evaluación de plataformas existentes. A la probabilidad de falla le corresponde un índice de confiabilidad, calculado como el percentil en una distribución normal asociado con una probabilidad de excedencia igual a la probabilidad de falla correspondiente. Se puede establecer, en consecuencia, una clasificación de las plataformas en función de los índices de confiabilidad requeridos, puesto que el riesgo asociado con una falla estructural varía según el servicio que brinda la plataforma. Así, estructuras de alto riesgo deberán tener niveles de seguridad más altos que aquellas de menor riesgo. Por ejemplo, la norma de referencia NRF-003-Pemex2000 considera una clasificación de las plataformas según su servicio y volumen de producción manejados. Hay tres categorías de exposición según las consecuencias de una falla: Muy Alta, Alta y Moderada. Estas categorías están relacionadas con el volumen de producción manejado. A medida que aumenta el volumen de producción se incrementa el índice 415

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

de confiabilidad y se requieren menores probabilidades de falla. Por ejemplo, el índice de confiabilidad para la evaluación de plataformas de consecuencias moderadas es 3.1, para plataformas de altas consecuencias es igual a 3.2 y es 3.4 para las de muy altas consecuencias. Las especificaciones para la evaluación de plataformas de altas consecuencias corresponden a probabilidades de falla menores que las correspondientes a plataformas de bajas consecuencias de falla. Los factores de seguridad en las especificaciones técnicas de diseño y evaluación se determinan en función de los índices de confiabilidad obtenidos del análisis de riesgo. Se debe tomar en cuenta que la decisión sobre el valor de un factor de seguridad se realiza, además, en un ambiente de incertidumbre, puesto que tanto la capacidad o resistencia de la estructura como las solicitaciones o cargas actuantes son inciertas. Existen varias fuentes de incertidumbre: 1) la incertidumbre intrínseca o propia de la intensidad y tiempo de ocurrencia de los fenómenos naturales, así como la incertidumbre intrínseca en las propiedades de los materiales; 2) la incertidumbre producto de la información limitada que se tiene sobre un fenómeno o las características de la estructura; y 3) la incertidumbre producto de los modelos analíticos y matemáticos que se construyen del mundo físico para efectos del análisis. Estas incertidumbres deben ser tratadas en forma explícita en la formulación de los factores de seguridad. Con base en una formulación de confiabilidad estructural, los factores de seguridad se expresan en términos de los índices de confiabilidad y de los parámetros estadísticos que caracterizan las incertidumbres en la capacidad o resistencia de la plataforma y de las incertidumbres en las solicitaciones o cargas actuantes. Los factores de seguridad dependen, por lo general, de los sesgos, valores medios, medianas, desviaciones estándar de las demandas y de las capacidades de la estructura, y de los niveles de seguridad de la plataforma. Como ejemplo de especificación de un factor de seguridad podemos considerar el llamado Factor de Reserva de Resistencia (RSR por sus siglas en inglés, Reserve Strength Ratio). El RSR es, en general, el cociente entre la carga de resistencia última y una carga de referencia (figura 3). Para el caso de solicitaciones sísmicas se puede demostrar que el RSR está dado por (Bea, 1997a): 416

Análisis de riesgo y confiabilidad

RSR =

1 Bs exp(βσ − Kσ ln E ) µα Br

donde Bs y Br son las medianas del sesgo en la carga sísmica y en la resistencia de la estructura, respectivamente, b es el índice de confiabilidad, s depende las desviaciones estándar de dicha carga y resistencia, slnE es la desviación estándar del logaritmo de la carga, y K es un factor que depende del periodo de retorno que se usa para la carga de referencia, m es la ductilidad de la plataforma y a es un factor asociado con la energía inelástica de deformación del sistema estructural. Conocidas estas variables se pueden especificar los valores del RSR que deben cumplir las plataformas; por ejemplo, para el caso de plataformas de muy altas consecuencias la norma de referencia NRF-003-Pemex-2000 indica un RSR igual a 1.6. Como se puede observar, la especificación del RSR está ligada

Carga Hu

Pu

RSR

HD

Límite por resistencia última

PD Límite de diseño elástico

Desplazamiento

Figura 3. Definición del factor de reserva de resistencia (RSR).

417

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

no solamente a las características de la solicitación y de la resistencia o capacidad de deformación de la estructura, sino también al nivel de seguridad requerido, según el riesgo asociado con una falla estructural, el cual se expresa a través del índice de confiabilidad. Una expresión similar se puede deducir para el RSR asociado con cargas de oleaje. La figura 4 muestra la variación del RSR por carga de oleaje en función del índice de confiabilidad para diferentes valores de la desviación estándar de las cargas de oleaje asociadas con una altura de ola con periodo de retorno de 100 años. Dado un valor de incertidumbre en la carga se observa cómo el RSR aumenta con el índice de confiabilidad. A medida que se requiere un mayor nivel de seguridad en la plataforma, se deberá exigir también un mayor factor de reserva de resistencia. El RSR aumenta con el incremento en la incertidumbre de la carga de oleaje; es decir, en ambientes de mayor incertidumbre en la solicitación, se deberá

4.0

 

   

3.5 3.0

RSR

2.5 2.0 1.5 1.0

 = LnS LnR = 0.15

0.5 0.0 2.5

3.0



3.5

4.0

Figura 4. Variación del factor de reserva de resistencia (RSR) por oleaje en función del índice de confiabilidad.

418

Análisis de riesgo y confiabilidad

demandar un mayor RSR, considerando un nivel de incertidumbre con coeficiente de variación del 15%. Es de interés notar que el RSR es más sensible a la incertidumbre en la solicitación para estructuras de mayor riesgo, es decir de mayor índice de confiabilidad. Se observa, por ejemplo, que cuando el índice de confiabilidad es igual a 3.5, un incremento en la incertidumbre de la carga de oleaje de 40% a 80% implica un incremento en el RSR requerido de 1.0 a 1.7. La inversión en la adquisición de suficiente información para reducir las incertidumbres en las cargas de oleaje (de 80% a 40%, por ejemplo) significaría una reducción en la capacidad estructural requerida (de RSR= 1.7 a RSR= 1.0) sin disminuir el nivel de seguridad apropiado (β=3.5) según el riesgo definido para la instalación. Así como en el caso del factor de reserva de resistencia, otras especificaciones tales como la altura de ola de diseño o evaluación, la elevación de la cubierta, o las ordenadas espectrales del espectro de diseño sísmico, también se pueden establecer en términos del índice de confiabilidad obtenido de un análisis de riesgo y de las incertidumbres en solicitaciones y capacidad estructural.

CONFIABILIDAD ESTRUCTURAL A continuación se presentan algunos modelos para la evaluación de confiabilidad estructural de plataformas marinas y se ilustran sus posibles aplicaciones a la ingeniería.

Modelos en serie Considérese que la plataforma se puede modelar como un sistema estructural en serie constituido por los siguientes componentes: 1) las crujías de cubierta; 2) las crujías del jacket; y 3) la cimentación. Sea Si la solicitación actuante en la i-ésimo componente del sistema estructural debido al oleaje y Ri la capacidad resistente correspondiente. El margen de seguridad se puede definir como,

M i = Ln( Ri ) − Ln( S i ) 419

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

El índice de confiabilidad de dicho componente es,

βi =

µ Mi σ Mi

donde µ y σ denotan media y desviación estándar, respectivamente. La probabilidad de falla se puede expresar como,

Pfi = Φ (− β i ) donde Φ es la distribución acumulada normal estándar normal. Sea, FH(h), la distribución acumulada de la altura de ola máxima por tormenta en el sitio de interés, FH (h) = 1 − P( H > h) ; esta distribución se puede modelar como una distribución de Gumbel,

{

FH (h) = exp − e − a ( h−u )

}

donde a y u son los parámetros de la distribución. Los límites superior e inferior de la probabilidad de falla se pueden escribir como sigue, ∞

PfI = ∫ PfI H f H (h )dh 0

∞

PfS = ∫ PfS H f H (h )dh 0

I

S

donde Pf H y Pf H son los límites superior e inferior para las probabilidades condicionales de falla dada una cierta altura de ola, H. Sea βij el índice de confiabilidad del i-ésimo componente (crujía de cubierta, crujía del jacket, o la cimentación) para una cierta altura de ola, Hj. Supóngase independencia estadística entre la falla de los componentes del sistema en serie. El límite inferior de la probabilidad condicional de falla está dado por (Thoft-Christensen y Sorensen, 1982),

(

PfI Hj = Φ − β j

) 420

Análisis de riesgo y confiabilidad

Donde

{

β j = Min βij , i = 1,..., nB

}

y nB es el número total de componentes del sistema en serie. El límite superior de la probabilidad condicional de falla es igual a, nB

(

PfS Hj = ∑ Φ − βij i =1

)

La aplicación de este modelo simplificado requiere la formulación de modos de falla dominantes para cada componente del sistema en serie. Observaciones de campo y análisis no lineales de plataformas han mostrado que, en la mayoría de los casos, algunos modos de falla de estos componentes controlan la capacidad última de la plataforma, tales como: a) el colapso de la cubierta a raíz de la formación de rótulas plásticas en las piernas; y b) pandeo de las principales diagonales verticales de arriostre en las crujías del jacket (Stear et al., 1998). Como ilustración se presentan a continuación análisis efectuados para estudiar la influencia de la elevación de cubierta en la confiabilidad estructural de la plataforma (Heredia-Zavoni et al., 2003). Se trata de estudios de confiabilidad estructural de plataformas sometidas a cargas de oleaje considerando el posible impacto en las cubiertas. Para los análisis de confiabilidad, las características probabilistas de las fuerzas debido al impacto de la cresta en las cubiertas son de suma importancia. La incertidumbre relacionada con el modelado de fuerzas de oleaje en cubiertas está asociada con el modelado de la cinemática de las partículas de agua cerca de la superficie libre. Coeficientes de variación del orden del 70% se han propuesto para la predicción de fuerzas de oleaje en cubiertas (Petrauskas et al., 1994). Para alturas de ola dadas, el API (1994) ha considerado un coeficiente de variación condicional de 35%. La capacidad al corte del marco de la cubierta se estima con base en las capacidades de flexión de las piernas de cubierta (Stear et al., 1998). Se consideran los efectos P-∆ puesto que la carga axial es relativamente grande debido al peso de las cubiertas y equipos, así como por un posible desplazamiento lateral importante de la misma. Se supone que el mecanismo de colapso ocurre cuando se forman articulaciones plásticas en los 421

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase



Q

Pud Hd 

H1 

Figura 5. Mecanismo de colapso de la cubierta.

extremos de las piernas, tal como se muestra en la figura 5. Para estimar el desplazamiento lateral de la cubierta en el colapso, ∆, se reemplaza el jacket por resortes helicoidales de rigidez torsional equivalente. La rigidez de cada resorte se obtiene suponiendo que el arriostramiento horizontal es rígido y suponiendo empotramiento en la base de la crujía superior del jacket. Se puede demostrar, de las ecuaciones de equilibrio, que la rigidez rotacional equivalente de los resortes, Cr, está dada por,    m EA  3H 13  1n ∑ bi cos 2 α i    H1  1   i =1 Lbi  1 = −   m C r EI cos β    EA 12 EI cos β + 4 H 13  1n ∑ bi cos 2 α i      i =1 Lbi  

donde E es el módulo de elasticidad del acero de las piernas, I es el momento de inercia de la sección transversal de las piernas, b es el ángulo de inclinación de las piernas, αi son los ángulos de inclinación de las diagonales, H1 es la altura de la crujía superior del jacket, Abi es el área de la sección de las diagonales y Lbi es su longitud; n es el número de piernas y m es el número de diagonales en la crujía superior del jacket. 422

Análisis de riesgo y confiabilidad

El desplazamiento lateral de la cubierta en el colapso se obtiene de:

1 H  ∆ = MuHd  + d   C r 6 EI  donde Mu es el momento último en las piernas considerando carga axial y Hd es la altura de cubierta. La capacidad por corte lateral de la cubierta incluyendo los efectos P-∆ es entonces:

Pud =

1 (2nM u − Q∆ ) Hd

En el caso de las crujías del jacket, se supone que éstas fallan cuando falla la diagonal más débil. Se supone que una diagonal falla cuando la carga axial es crítica y genera la formación de tres articulaciones plásticas: una en cada extremo de la diagonal y otra al centro de la misma. Una vez que se obtienen los índices de confiabilidad para cada componente, se calculan los límites inferior y superior de la probabilidad de falla de la plataforma. El índice de confiabilidad más bajo de los componentes determina el límite inferior de la probabilidad de falla del sistema. Suponiendo que no existe correlación entre las fallas de los componentes,

Elevation + 47.27 ft + 12 ft + 0.0 ft - 25 ft

- 69 ft

- 118 ft

Figura 6. Modelos estructurales de plataformas marinas tipo jacket.

423

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

el límite superior se calcula como la suma de las probabilidades de falla de cada componente. A continuación, se presentan los resultados del análisis de dos modelos estructurales sin incluir la probabilidad de falla en la cimentación. La figura 6 muestra el modelo de plataforma de producción "A", el cual tiene dos cubiertas y tres crujías de jacket; se muestra también el modelo de plataforma de producción "B", el cual tiene tres cubiertas y tres crujías del jacket. Las elevaciones de las cubiertas inferiores son 47 y 47.27 pies, y valores medios del tirante de aguar de 111 y 118 pies para los modelos "A" y "B", respectivamente. Los parámetros a y µ de la distribución de Gumbel fueron estimados con base en información estadística sobre oleaje en la Bahía de Campeche (Oceanweather, 1996). La figura 7 muestra la variación de los índices de confiabilidad, de las crujías del jacket y cubierta, en función de la altura de ola máxima. Se muestran resultados para la dirección longitudinal de las plataformas considerando elevaciones de cubierta de 42 pies (modelo "A") y 42.25 (modelo "B"). Las líneas en color rojo corresponden a la menor altura de ola que impacta en la cubierta. Se verifica que el índice de confiabilidad disminuye con la de altura de ola máxima. En la figura 7(a) para la plataforma "A", se puede observar que para alturas de ola que generan impacto de la cresta en la cubierta, la tasa de reducción del índice de confiabilidad de la cubierta es mayor que la de los componentes del jacket. El índice de confiabilidad de la cubierta se reduce con mayor rapidez que los de los componentes del jacket: de ser el componente más seguro de la estructura para alturas de ola pequeñas menores que 49 pies, la cubierta pasa a ser el menos confiable del sistema para alturas de ola grandes mayores que 61 pies. Esto se debe al incremento de carga sobre la cubierta para alturas de ola grandes producto del impacto de la cresta. Para alturas de ola pequeñas, la probabilidad de falla de la plataforma estará influida por la probabilidad de falla del jacket; para alturas de ola grandes, la probabilidad de falla de la cubierta será importante. En la figura 7(b) se observa que no ocurre lo mismo en la plataforma de perforación modelo B. En este caso hay también una mayor reducción en el índice de confiabilidad de la cubierta que en el de los componentes del jacket; sin embargo, el índice de confiabilidad de la cubierta no se 424

Análisis de riesgo y confiabilidad

(a) Modelo A Deck bay 0

0

2

0

2

βi

4

6

4

6

Jacket bay 1 Jacket bay 2 Jacket bay 3

(b) Modelo B

βi

Deck bay 0

Jacket bay 1

Jacket bay 2

Jacket bay 3 H=36.10 ft H=39.42 ft H=42.74 ft H=46.06 ft H=49.38 ft

H=53.28 ft H=57.17 ft H=61.06 ft H=64.96 ft H=69.98 ft

Figura 7. Variación del índice de confiabilidad por componente en función de la altura de ola máxima.

425

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

reduce por debajo de los del jacket cuando aumenta la altura de ola. Esto se debe a la mayor capacidad resistente de la crujía de cubierta debido a piernas más robustas; el momento resistente último de la sección de las piernas de la cubierta de la plataforma B es del orden de dos veces el de las piernas de la cubierta de la plataforma A. La figura 8 muestra la variación del límite superior de la probabilidad condicional de falla de la plataforma en función de la altura de ola máxima. Se muestran también la probabilidad condicional de falla de la cubierta y el límite inferior de la probabilidad condicional de falla del jacket. En el caso de la plataforma "A", la figura 8 muestra que la probabilidad condicional de falla del jacket es mayor que la de la cubierta para alturas de ola menores que 62 pies. Por lo tanto, para alturas de ola

Direction EO, H

D

=42.00 ft

1.0 0.8

PLATAFORMA A EO, H D =42.00 ft

0.6

Pf/H j 0.4 0.2 0.0

Jacket

35

Cubierta

45

55

65

75

H (ft)

Límite superior

Direction EO, H

1.0

D=42.25

ft

0.8

PLATAFORMA C EO, H D =42.25 ft

0.6

P f/H 0.4 0.2 0.0 35

45

55

65

75

H (ft)

Figura 8. Variación de probabilidades de falla condicionales con la altura de ola máxima.

426

Análisis de riesgo y confiabilidad

menores que 62 pies, el límite inferior de la probabilidad condicional de falla de la plataforma está dado por la probabilidad de falla del jacket. Sin embargo, para alturas de ola mayores, la probabilidad condicional de falla de la cubierta es mayor que la del jacket; por lo tanto, en este intervalo la cubierta es el componente que determina el límite inferior de la probabilidad condicional de falla de la plataforma. En el caso de la plataforma "B", el límite inferior de la probabilidad de falla del jacket es siempre mayor que la probabilidad de falla de la cubierta y, por lo tanto, es el jacket el componente que controla la probabilidad condicional de falla de la plataforma.

Modelo para la confiabilidad de juntas con daño por fatiga El daño por fatiga es uno de los aspectos de consideración en la seguridad de plataformas marinas y se produce por oleaje operacional. Se inicia en una junta cuando aparece una grieta y se acumula durante la vida de la estructura con el crecimiento de dicha grieta. La acumulación del daño por fatiga causa un deterioro en la capacidad estructural de la plataforma y, por lo tanto, incrementa el riesgo de una falla durante eventos extremos como huracanes o tormentas. Por otro lado, cuando ocurre un evento extremo, se puede acumular daño adicional en las juntas y disminuir aún más la confiabilidad estructural. Se efectúan inspecciones periódicas en las plataformas marinas para diagnosticar el estado del daño. En lo que se refiere al daño por fatiga, la información de las inspecciones consiste, principalmente, en la detección y medición de grietas en las juntas. Esta información se puede usar para actualizar el conocimiento sobre el estado del daño de una junta, así como actualizar las incertidumbres en el modelo de fatiga. Usando este conocimiento actualizado es posible actualizar también los pronósticos de la evolución del daño futuro en la estructura y de su confiabilidad y, por lo tanto, del riesgo asociado con una falla estructural. Supóngase que se considera que la falla se produce cuando el tamaño de grieta alcanza un tamaño crítico, acrit; usualmente, éste es igual al espesor del elemento en que se desarrolla la grieta. Si A(k) es el tamaño de grieta en el tiempo tk, respecto de la última inspección, y fA(k)(a) es la 427

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

densidad de probabilidad del tamaño de grieta, la confiabilidad R(k) en dicho tiempo está dada por acrit

R(k ) = 1 − P[ A(k ) ≥ acrit ] =

∫ f A(k ) (a) da 0

Considérese ahora el caso en que se actualiza la densidad de probabilidad del tamaño de grieta con base en resultados de inspección. Sea I(j) el evento asociado con los resultados de una inspección en una plataforma marina en el tiempo tj. Respecto al daño por fatiga, los posibles resultados de la inspección que se consideran aquí son: i1 (no se detecta grieta) e i2 (se detecta y mide una grieta). Por supuesto que hay incertidumbres asociadas con el tamaño de una grieta detectable y la precisión en la medición de una grieta, si ésta se detecta. Las primeras se pueden tomar en cuenta mediante las curvas de probabilidad de detección (POD, por sus siglas en inglés), las cuales dependen de la calidad de los métodos de inspección y del tamaño de la grieta existente (Dharmavasan y Peers, 1996; Moan y Song, 1998). Por otro lado, el error de medición, que también depende de la calidad de las inspecciones, se modela usualmente como una variable normal con media nula (Moan y Song, 1998). Sea tj-1 un tiempo de referencia, tal como el tiempo de la inspección anterior o el tiempo en que la plataforma inicia su operación. Para predecir el tamaño de grieta en tj, A(j), el tamaño de la grieta en tj-1 y algunos parámetros en el modelo de fatiga se toman como variables inciertas; los parámetros inciertos del modelo de fatiga se agrupan en el vector Z. Sea f A ( j −1),Z (a , z ) la distribución previa conjunta del tamaño de grieta A(j-1) y del vector de parámetros de fatiga Z. Esta distribución de probabilidad refleja el conocimiento que se tiene sobre estas variables antes de que se cuente con los resultados de la inspección I(j). La deducción que se presenta a continuación se encuentra en detalle en Heredia-Zavoni y Montes-Iturrizaga (2003). La distribución posterior de A(j-1) y Z, dado I(j)=i k (k=1,2),

f A( j −1) ,z I ( j ) ( a ,zik ), está dada, según el teorema de Bayes, como sigue:

[

f A( j −1) ,z I ( j ) ( a ,zik ) ∝ P I ( j) = ik 428

a ,z

]f

A( j −1) ,z

( a ,z )

Análisis de riesgo y confiabilidad

donde P[I(j) = ik| a, z] es la probabilidad de que I(j)=ik (k=1,2) dado que A(j-1)=a y dados ciertos valores muestrales del vector Z = z. Si en la inspección no se detectan grietas, entonces

[

]

f A( j −1) ,z I ( j ) ( a ,zi1 ) ∝ 1 − POD ( a ,z ) f A( j −1) ,z ( a ,z ) puesto que P[I(j) = i1| a, z] = 1- POD(a, z). En caso de que se detecte y se mida una grieta, se plantea que el tamaño de grieta predicho por el modelo en tj, A(j) difiere, en general, de la grieta medida am. El error asociado, que involucra tanto el error de medición como el del modelo, y que se produce incluso cuando A(j-1)=a y Z=z son conocidas, puede escribirse como:

ε = ln A( j ) − ln a m Si el modelo de fatiga no es sesgado, el error tiene media nula. Si la varianza del error σ2 es incierta, entonces

f A( j −1) ,z I ( j ) ( a ,z i2 ) ∝

a ,z ,v i 2 ) ∝ P[ I ( j ) = i2 a ,z ,v] f A( j −1) ,z ,σ βαf Γ A( (j α −1)',) zσ I (1 j) ( POD( a ,z ) f A ( β )α ' Γ(α ) 2π 2

Se puede demostrar que

(

)

donde la distribución conjunta f σ 2 A ( j −1) ,z v a , z está dada por

f α 2 A( j −1) ,z ( v;α ,β a ,z) =

β α − ( α +1)  β  exp  ν ν Γ (α )

y α’, β’ son parámetros actualizados,

α ' ( a ,z) = α ( a ,z) +

1 2

β' ( a , z ) = β ( a ,z ) +

e2 2 429

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

La distribución de probabilidad del tamaño de grieta y de los parámetros en el modelo de fatiga se puede expresar entonces proporcionalmente a:









La distribución previa al evento de detección y medición de la grieta; esta distribución refleja el conocimiento sobre el estado de propagación de la grieta y sobre los parámetros de fatiga antes de contar con la información de haber detectado y medido un tamaño de grieta. La probabilidad de detección de grieta. Los parámetros que caracterizan la distribución de probabilidad de la varianza en el error del modelo, es decir el error en el tamaño de grieta que predice el modelo de fatiga comparado con lo medido en la inspección. Los valores actualizados de estos parámetros usando la información de que se detectó y midió una grieta de cierto tamaño.

Este enfoque se puede extender al caso en que se ha efectuado una serie de inspecciones, digamos n. Cuando la distribución conjunta de A(j1) y Z se ha actualizado, entonces la distribución conjunta posterior en tiempos posteriores se puede evaluar mediante simulaciones de Montecarlo usando el modelo de fatiga adoptado. Considérese como ejemplo de aplicación el caso en que se adopta el modelo de mecánica de fractura propuesto por Paris-Erdogan (1963). En este caso se tiene que,

m  Ψ (at2 , at1 ) = C D m ν 0 (t 2 − t1 ) Γ + 1 B  donde Ψ es función del factor de intensidad de esfuerzos y del tamaño de grieta at; C y m son los parámetros del modelo de Paris-Erdogan (se actualizan con el procedimiento bayesiano), υo es la tasa de cruces por cero del intervalo de esfuerzos, t denota tiempo, y D, B son los parámetros de la distribución de Weibull para el intervalo de esfuerzos (Kirkemo, 1988; Moan y Song, 1998). Podemos utilizar simulación de Montecarlo para generar muestras de tamaño de grietas con las distribuciones actualizadas 430

Análisis de riesgo y confiabilidad

(incorporando la información sobre grietas medidas) y luego propagarlas de acuerdo con el modelo físico para calcular una muestra de grietas a futuro; con dicha muestra se ensamblan las distribuciones de tamaño de grieta en función del tiempo. Supóngase una junta bajo intervalos de esfuerzos modelados con la distribución Weibull con parámetros D= 4.0552 y B = 0.8 (unidades en N y mm). La tasa de cruces se toma como υo=5 x 106. Considérese que en un tiempo de referencia t=0, la junta tiene una grieta de profundidad A con distribución lognormal de media 5 mm y coeficiente de variación CV=0.30 (figura 9). Por simplicidad, supóngase que los parámetros del modelo de fatiga, lnC y m, son conocidos e iguales a -27.0 y 3.0, respectivamente. Para calcular el factor de corrección geométrica se usó las ecuaciones de Newman-Raju (1981) con los siguientes parámetros: tw=50 mm, d=1x 105. Se supuso que POD(a)=1–exp(-a/λ), con tamaño de grieta detectable medio de λ=1 mm. Para la distribución de probabilidad de la varianza del error se consideró α= 4.0 y β= 0.3. La figura 10 muestra distribuciones actualizadas del tamaño de grieta en t=0 considerando los resultados de una inspección efectuada al cabo

0.4

f A (a )

0.3

0.2

0.1

0.0 0

10

20

30

40

50

a (mm) Figura 9. Función de densidad de probabilidad previa para el tamaño de grieta A en t=0.

431

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

de 3 años; se muestran curvas para el caso en que no se detecta una grieta y para tamaños de grieta medidas de am = 10, 20, 30 y 40 mm. Se observa la capacidad del método propuesto para actualizar el conocimiento previo sobre el tamaño de grieta con base en los resultados de la inspección. Si no se detecta una grieta, la distribución posterior muestra un valor medio menor que aquel para la distribución previa. Obsérvese que el tamaño

0.6 t insp = 3 años

0.5

f A (a )

0.4

previo sin grieta am = 10 mm am = 20 mm am = 30 mm am = 40 mm

0.3 0.2 0.1 0.0 0

10

a (mm)

20

30

Figura 10. Distribuciones de probabilidad actualizadas del tamaño de grieta. 1

R (t )

0.9 0.8 0.7 previo sin grieta, t insp= 3 años am=20 mm, t insp= 3 años am=30 mm, t insp= 3 años

0.6 0.5 5

10

15

20

25

30

t (años)

Figura 11. Variación de la confiabilidad en función del tiempo.

432

Análisis de riesgo y confiabilidad

esperado de grieta en el momento de la inspección es mayor que la media en la distribución previa en t=0. Cuando se detecta una grieta, el valor medio en la distribución actualizada aumenta con el tamaño de grieta medida para los casos mostrados. La evaluación de la confiabilidad y su evolución en el tiempo es de importancia para la toma de decisiones sobre reparación y mantenimiento. A continuación se muestran resultados usando la densidad de probabilidad del tamaño de grieta A en t=0 actualizada con resultados de inspección en t=3 años. Se efectuaron simulaciones de Montecarlo para el tamaño de grieta en t=0 que fueron propagadas a t=3 años usando la ecuación:

m  Ψ (at2 , at1 ) = C D m ν 0 (t 2 − t1 ) Γ + 1 B  Se generaron 1 000 valores muestrales de A para obtener cada punto de las curvas en la figura 11. Se muestra la variación de la confiabilidad con el tiempo para la densidad de probabilidad previa y para tres posibles resultados de una inspección en t=3 años: ninguna grieta detectada, o grieta detectada con tamaño am= 20 y 30 mm. Si no se detecta grieta, la media posterior es menor que la media de la distribución previa; en consecuencia, la confiabilidad para un tiempo t será mayor que la calculada con la distribución previa. Por otro lado, en el caso de que se detecte y se mida una grieta, si la media posterior es mayor que la previa, la confiabilidad en el tiempo t calculada con la distribución actualizada será menor. Por ejemplo, considérese la confiabilidad, R, al cabo de 20 años; R=0.985 con base en la distribución previa del tamaño de grieta A; R es aproximadamente igual a 1.0 si no se detecta ninguna grieta; R=0.732 si se detecta una grieta y mide 20 mm; y R =0.685 si se mide una grieta de 30 mm.

Probabilidad de falla de plataformas marinas con posibilidad de daño por fatiga A continuación se presenta una formulación que permite evaluar la confiabilidad global de una plataforma y su evolución con el tiempo consi433

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

derando el daño acumulado por efecto de grietas por fatiga en las juntas. Sea Pa la probabilidad de falla de una plataforma marina ante eventos máximos anuales. La probabilidad de falla en un horizonte de t años, si se considera independencia estadística entre eventos máximos anuales, está dada entonces por: t

PF (t ) = 1 − ∏ [1 − Pa ( j )] j =1

donde Pa(j) es la probabilidad de falla en el año j. Supóngase ahora que la estructura tiene N estados de daño independientes uno de otro en cada año. La probabilidad de falla anual en el año t, Pa(t), será (Montes-Iturrizaga y Heredia-Zavoni, 2004): N

Pa (t ) = Pa ,0 Pnd (t ) + ∑ Pa ,i Pdi (t ) i =1

donde Pa,0 es la probabilidad de falla anual sin daño (estructura intacta), Pa,i es la probabilidad de falla anual dado el estado de daño i, Pdi(t) es la probabilidad de que el estado de daño i se presente en el año t, y Pnd(t) es la probabilidad de que la estructura esté intacta en el año t, N

Pnd (t ) = ∏ (1 − Pdi (t )) i =1

Si los estados de daño se refieren a juntas con grietas por fatiga cuyo crecimiento ha excedido un tamaño crítico, por ejemplo el espesor de los elementos tubulares, las probabilidades de que dichos estados de daño se alcancen a lo largo del tiempo se obtiene de la formulación mostrada en la sección anterior, que permite además incorporar los resultados de la inspección. Para la evaluación de la probabilidad de falla de la plataforma sin daño y de la probabilidad de falla dado un estado de daño, se puede recurrir a las herramientas de la simulación de Montecarlo. El planteamiento propuesto para determinar la confiabilidad se basa en la utilización de funciones de estado límite. Se requieren estados límite que se refieren a dos modos de falla: la falla global de la plataforma 434

Análisis de riesgo y confiabilidad

considerando la capacidad al cortante en la base del jacket, y la falla local de la bahía superior del jacket o de las piernas de las cubiertas. Las funciones de estado límite son las siguientes:

g1 ( Z ) = γ s JC (h) − ( γ j Q j (h) + γ d Qd (h) + Qw )

g 2 ( Z ) = γ s JC1 (h) − ( γ d Qd (h) + Qw ) en donde Z= vector de variables aleatorias, h= altura de ola aleatoria extrema anual, JC(h)= cortante basal resistente incierto del jacket, JC1= cortante resistente incierto de la primera bahía del jacket, Qj= carga de oleaje y corriente aleatoria, Qd= carga de oleaje y corriente aleatoria en la cubierta, Qw= carga de viento aleatoria en la cubierta, γs= sesgo aleatorio de la resistencia, γj= sesgo aleatorio de la carga de oleaje sobre el jacket, y γd= sesgo aleatorio de la carga de oleaje en cubierta. La función de estado límite g2(Z) considera el caso en que la altura de ola es tal que la cresta impacta en la cubierta de la plataforma. La probabilidad anual de falla se deriva de ambas funciones y está dada por

P f = Pr( g1 ( Z ) ≤ 0) U Pr( g 2 ( Z ) ≤ 0) El procedimiento de simulación de Montecarlo consiste en simular una muestra suficientemente grande de las variables que se consideren inciertas y evaluar, en cada conjunto de la muestra, la función de estado límite. Estos análisis se pueden realizar para la estructura intacta o en un cierto estado de daño. La figura 12 muestra los resultados de un análisis que considera cuatro estados de daño por fatiga con idéntica probabilidad de ocurrencia transcurrido un cierto número años. En este ejemplo se supone, conservadoramente, que cada uno de los estados de daño (fractura de elemento) se produce cuando una grieta ha alcanzado el espesor del elemento debido al efecto de fatiga. La distribución de daño en el nivel local fue obtenida considerando una junta con características similares a la analizada en la sección anterior suponiendo que el tamaño de grieta tiene una distribución previa uniforme con una probabilidad de falla igual a 0.1 y que du435

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

rante una inspección realizada después de tres años se encontró y midió una grieta de 10 mm. La figura 12 muestra la evolución de la probabilidad de falla con el tiempo. Adicionalmente se presentan las curvas correspondientes a dos casos extremos: i) la estructura está intacta (probabilidad de daño nula) o ii) dañada (probabilidad de daño igual a uno) durante todo el tiempo de análisis. En este caso particular, las probabilidades de falla son cercanas a las correspondientes al caso i), y esto se debe a las probabilidades de daño relativamente bajas que se utilizaron y a la manera en que afecta el daño local a la probabilidad de falla anual. Sin embargo, se debe tomar en cuenta que el daño local, eventualmente, podría ser un evento seguro (o casi seguro), y así las diferencias entre ambos casos son significativas. Por otro lado, hay que tomar en cuenta que el daño local puede afectar en mayor grado las probabilidades de falla anuales que lo mostrado aquí y también que el número posible de estados de daño puede ser mayor.

1.2E-03

posibilidad de daño

1.0E-03

estructura intacta

PF

8.0E-04

estructura dañada

6.0E-04

4.0E-04

2.0E-04

0.0E+00 0

2

4

6

8

t

10

12

14

16

(años)

Figura 12. Probabilidad de falla como función del tiempo incluyendo daño, PF.

436

Análisis de riesgo y confiabilidad

Referencias American Petroleum Institute (API) (1994), "API RP 2ª-WSD, 20th Edition, Draft Section 17, Assessment of Existing Platforms". Bea, R. (1997a), "Risk based oceanographic criteria for design and requalification of platforms in the Bay of Campeche", Report to Pemex and IMP, Marine Technology and Management Group, UC Berkeley. _______(1997b), "Risk based hurricane and earthquake criteria for design and requalification of platforms in the Bay of Campeche", Report to Pemex and IMP, Marine Technology and Management Group, UC Berkeley. Dharmavasan, S y S. M. S. Peers (1996), "Inspection, maintenance and repair planning and scheduling for tubular joints using reliability methods", en Fatigue in Offshore Structures, Cap. 25, Vol. 2, Oxford and IBH Publishing Co. Heredia-Zavoni, E., G. Ramírez y D. Campos (2003), "Reliability based assessment of deck elevations for offshore jacket platforms", enviado para su posible publicación al Journal of Offshore Mechanics and Arctic Engineering. Heredia-Zavoni, E. y R. Montes-Iturrizaga (2003), "Analytical models for the probability distributions of fatigue parameters and crack size of offshore structures based on bayesian updating", en Journal of Offshore Mechanics and Arctic Engineering, ASME, Paper S&R28111, en prensa. Montes-Iturrizaga, R. y E. Heredia-Zavoni (2004), "Global reliability analysis of jacket platforms under fatigue damage" 23rd Intl. Conf. on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, OMAE-2004, Vancouver. Kirkemo F. (1988), "Applications of probabilistic fracture mechanics to offshore structures", en Applied Mechanics Review, ASME, 41, 2, pp. 61-84. Moan, T y R. Song (1998), "Implication of inspection updating on system fatigue reliability of offshore structures", Proceedings of the 17th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering (OMAE), ASME.

437

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Newman, J. R. e I. S. Raju (1981), "An empirical stress-intensity factor equation for the surface crack", en Engineering Fracture Mechanics, 15, 1-2, pp. 185-192. Oceanweather Inc. (1996), "Update of meteorological and oceanographic hindcast data and normal and extremes. Bay of Campeche", Report to Pemex/IMP. Paris, P y F. Erdogan (1963), "A critical analysis of crack propagation laws", en Journal of Basic Engineering, ASME, 85, pp. 258-534. NRF-003-Pemex (2000), "Diseño y evaluación de plataformas marinas fijas en la Sonda de Campeche", Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Petrauskas, C., D. J. R. Botelho, W. F. Krieger y J. J. Griffin (1994), "A reliability model for offshore platforms and its application to ST 151H and K platforms during hurricane Andrew (1992)", Proceedings, Behavior of Offshore Structure Systems, BOSS, MIT. Stahl, B. (1986), "Reliability engineering and risk analysis", cap. 5, en B. McClelland y M. Reifel (eds.), Planning and Design of Fixed Offshore Platforms, Van Nostrand Reinhold Co Stear, J., Z. Jin y R. G. Bea (1998), "TOPCAT: Template Offshore Platform Capacity Assessment Tools–Computer program", User Manual, Marine Technology and Management Group, University of California, Berkeley. Thoft-Christensen, P. y J. D. Sorensen (1982), "Reliability of structural systems with correlated elements", en Applied Mathemathical Modelling, Vol. 6.

438

CAPÍTULO VII Normatividad Colaboración emitida por especialistas del Instituto Mexicano del Petróleo a título personal.

Normatividad

NORMATIVIDAD El objetivo de este capítulo es mostrar las diversas normas existentes en la industria de petróleo, relacionadas con el análisis, el diseño y la evaluación de plataformas marinas, con énfasis en aquellas que se utilizan en las plataformas marinas de la Sonda de Campeche: NRF-003-Pemex-2000 y API-RP-2A WSD

Introducción (cargas más representativas en diferentes estructuras)

Gravitacionales Muerta Viva Ambientales Sismo Viento Oleaje Corriente Marea



























Normas internacionales para el análisis y diseño de plataformas marinas fijas · · · ·

Norma de referencia NRF-003-Pemex-2000. API-RP-2A WSD, American Petroleum Institute. Norsok Standard – Norwegian Technology Standards Institution. DNV – Det Norske Veritas. 441

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

· ·

BSI – British Standards Institution. AWS, ASTM, AISC, etcétera.

Contenido del criterio transitorio: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Introducción. Características del criterio transitorio. Categorización de plataformas. Parámetros meteorológicos y oceanográficos para diseño. Parámetros sísmicos para diseño. Parámetros para evaluación de estructuras existentes ante condiciones meteorológicas y oceanográficas. Parámetros sísmicos para evaluación. Referencias.

Contenido de la norma de referencia: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18.

Introducción. Alcance. Actualización. Campo de aplicación. Referencias. Definiciones. Abreviaturas. Características. Categorización de plataformas. Parámetros meteorológicos y oceanográficos para diseño. Parámetros sísmicos para diseño. Parámetros meteorológicos y oceanográficos para evaluación de estructuras existentes. Parámetros sísmicos para evaluación de estructuras existentes. Comentarios. Bibliografía. Concordancia con normas internacionales. Responsabilidades. Anexos. 442

Normatividad

Categorización

Servicio

Volumen de producción manejado

Categoría de exposición (consecuencia de falla) Evaluación

Enlace

——

Muy alta

Medición

——

Muy alta

Compresión

——

Alta

Habitacional

——

Moderada

Inyección

——

Alta

Mixto

>100 000 BPD 100 000 BPD 50 000 BPD – 100 000 BPD < 50 000 BPD

Muy alta Alta Moderada

>100 000 BPD z8 where z8 = 66 feet (20 m) is the thickness of the "surface layer"

Carga de oleaje en cubierta Se entiende por carga de oleaje en cubierta a la carga inducida por el oleaje y corriente en todas las cubiertas y subniveles que pudieran recibir el impacto de la ola para análisis de resistencia última.

Cálculo de fuerza horizontal

452

Normatividad

Definición del área total

Las piernas de la cubierta y arriostamientos son parte del área de la "cubierta" Las piernas de la cubierta y arriostamientos son parte de la subestructura

Definición del área mojada Calcular V en esta elevación

Calcular V en esta elevación

453

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Elevación de la cresta y variación de Cd

Tipos de juntas

454

Normatividad

Diseño de juntas

Table 4.3.1-1 Values for Qq

Table 4.3.1-2 Values for Qu(1)

455

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Modelos analíticos Condiciones de operación y tormenta (deformadas de la plataforma Akal D)

Condiciones de operación

Condiciones de tormenta

456

Primer modo

Segundo modo

Quinto modo

Séptimo modo

Octavo modo

Normatividad

Análisis dinámico: formas modales

457

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Análisis dinámico: formas modales

458

Normatividad

Transportación Parámetros de diseño

Categoría de exposición muy alta

Altura de ola significante Hsig (m)

5.38

Periodo pico espectral (s)

11.86

Velocidad de viento asociado con Hsig a 10 m SNMM (m/s)

14.36

Velocidad superficial de corriente asociada con Hsig (cm/s)

26

Tabla 6. Parámetros para diseño en condiciones de transportación para estructuras a ser instaladas en la Sonda de Campeche.

Ruta de transportación Tampico-Sonda de Campeche

459

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Condiciones de fatiga Altura de ola significante (m)

Condiciones de estabilidad

Altura máxima de ola (m)

2.45

Periodo de la ola (s)

7.8

Marea astronómica (m)

0.76

Marea de tormenta (m)

0.21

Velocidades máximas de viento a 10 m SNMM (m/s) 1 Hr

9.64

Velocidades de corriente (cm/s) 0 % de la profundidad

25.92

50 % de la profundidad

23.37

95 % de la profundidad

13.64

460

Normatividad

Izaje

Espectro de diseño-sismo

Espectro de diseño en el nivel de resistencia (200 años de periodo de retorno).

461

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Riesgo sísmico

462

Normatividad

Clasificación

RSR diseño

RSR existentes (juntas K en marcos verticales)

RSR existentes (juntas K en marcos horizontales)

Muy alta

1.6

1.3

1.9

Alta

1.3

1.0

1.6

Moderada

1.2

0.9

1.4

Espectro Actual de Diseño (1997)

Espectro de Diseño a Nivel de Resistencia para Sonda de Campeche (200 años de periodo de retorno)

463

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Estructuración – sismo

Vertical frame configurations not meeting guidelines.

464

Non-permissable "K" bracing

Diagonal bracing in one direction only in vertical run between legs

Horizontal member missing at horizontal framing level

Diagonal bracing in one direction only between horizontal frames

Vertical frame configurations meeting guidelines.

Normatividad

Nivel de reserva de resistencia

CARGAS NOMINALES Tipos de cargas (acciones) Para fines de diseño generalmente se proporciona un sistema de cargas y/ o deformaciones, las cuales se supone son equivalentes a las solicitaciones que se espera que se presenten en una estructura real. Éstas pueden ser cargas gravitacionales o cargas accidentales. En el diseño de una estructura se debe considerar el efecto combinado de todas las acciones que tengan cierta probabilidad de actuar sobre dicha estructura. Acciones permanentes Son aquellas que obran en forma continua sobre la estructura y cuya intensidad puede considerarse invariable con el tiempo. Comprenden: 465

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a) Carga muerta, dentro de la que se considera el peso propio de los elementos estructurales, incluyendo instalaciones y equipo que ocupen una posición fija y permanente en la construcción. b) Empuje estático de tierras, granos y líquidos de carácter permanente. c) Deformación y desplazamientos impuestos a la estructura, tales como los debidos a preesfuerzo o a movimientos diferenciales permanentes en los apoyos. Acciones variables Son las que actúan en una estructura con una intensidad variable con el tiempo. Comprenden: a) Carga viva. Representa las fuerzas gravitacionales que obran en la construcción y que no tienen carácter permanente. b) Efectos causados en la estructura por cambios de temperatura y contracciones. c) Deformaciones impuestas y hundimientos diferenciales que tengan una intensidad variable con el tiempo. d) Efectos de operación de maquinaria y equipo, incluyendo, cuando sean significativas, las acciones dinámicas que el funcionamiento de máquinas induzca en las estructuras debido a las vibraciones, impacto, freno y aceleración. Acciones accidentales Éstas no se deben al funcionamiento propio de la construcción. Pueden alcanzar valores significativos sólo durante periodos breves. Incluyen: a) b) c) d)

sismo, viento, cargas de montaje, otras acciones accidentales.

466

Normatividad

Intensidades nominales de cargas El Reglamento de Construcciones del Distrito Federal (RDF-1976, 1987, 1993) clasifica las acciones de acuerdo con la duración con que obran sobre la estructura con su intensidad máxima.

Frecuencia Xm = Carga nominal mínima mx = Carga promedio XM = Carga nominal máxima

Xm

mx

XM

Intensidad

a) Una intensidad nominal máxima, XM, es aquella cuya probabilidad de ser excedida es pequeña (por ejemplo, 2%), o sea que es un valor máximo probable de la carga. b) Una intensidad nominal mínima, Xm, es aquella cuya probabilidad de no ser alcanzada es pequeña (por ejemplo, 2%), es decir que es un valor mínimo probable de la carga. c) La intensidad nominal promedio, mX, corresponde al 50% de la probabilidad de ser excedida. 467

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Norma ANSI-A58.1, 1990 y 1994 1) 2) 3) 4)

1.4 D 1.2 D + 1.6 L + 0.5 (Lr o S o R) D + (W o E) D + L+ (Lr o S o R) + (W o E)

Reglamento de construcciones del Distrito Federal, RDF-1987 1) (W + Wm) 1.4 (W + Wm) 1.5 (en el caso de aglomeraciones) 2) (W + Wa + CS) 1.1

COMENTARIO ADICIONAL Todas las plataformas marinas y líneas submarinas que existen en la Sonda de Campeche para la explotación de yacimientos petroleros cuyo objetivo es la obtención de aceite crudo y gas fueron diseñadas con la normatividad que marca el protocolo del American Petroleum Institute (API), que es la práctica recomendada para la planeación, diseño, fabricación, transporte, instalación, mantenimiento y revisión de esas estructuras marinas. Sin embargo, y en virtud de que el API está patrocinado por las grandes compañías petroleras y empresas fabricantes de equipos para la explotación de hidrocarburos costa afuera, el protocolo contempla las variables meteorológicas y oceánicas con las que se diseñan este tipo de estructuras marinas, pero únicamente registra las que se presentan en la parte norte del Golfo de México, en la costa oeste de los Estados Unidos específicamente frente a Long Beach, California, y en la península de Alaska, donde se construyó el oleoducto transístmico que llega a la península de Valdez. En el nivel mundial existen otros protocolos para el diseño de plataformas que contemplan las variables metaoceánicas de los lugares en donde se planea instalar plataformas marinas, destacando entre éstos Inglaterra y Noruega en el Mar del Norte. Sin embargo, en el resto de los países que 468

Normatividad

tienen explotación de hidrocarburos costa afuera predomina el diseño americano en el que aparecen las prácticas recomendadas por el API para este efecto, siendo este caso el de México debido a la falta de una normatividad propia. Con motivo del paso de los huracanes Opal y Roxanne sobre las instalaciones petroleras en la Sonda de Campeche el 15 de octubre de 1995 se produjo el mayor daño del que se tenga memoria a las instalaciones petroleras de Pemex Exploración y Producción (PEP). Esto debido a que la intensidad de dichos meteoros se prolongó por varios días, ya que la presencia de un frente frío que venía del Norte modificó su trayectoria y los dejó estacionados sobre las instalaciones petroleras, las cuales durante tres días soportaron vientos de más de 180 km/hr y oleaje de más de 18 m de altura. Pasada la emergencia provocada por estos huracanes, Pemex se dio a la tarea de evaluar los daños a las instalaciones y consecuentemente restablecer la producción de aceite crudo y gas, la cual quedó en cero debido al cierre de los pozos petroleros productores. Una gran preocupación para los directivos de PEP, de los Bancos que financiaron la instalación de esta infraestructura y de las compañías de seguros que tienen bajo su cobertura esas instalaciones, fue conocer en qué situación quedaron las plataformas marinas y líneas submarinas desde el punto de vista de vida remanente. El reto de dar respuesta a esta pregunta fue más allá de la capacidad de respuesta que nos proporciona la normatividad y los procedimientos que marcaba el API en su capítulo correspondiente a revisión de instalaciones, ya que la respuesta que recibimos al hacer la evaluación con las técnicas descritas no dejó satisfecho a nadie, generándose únicamente más preguntas que respuestas. Esto obligó a crear la normatividad puntual para la Sonda de Campeche en función de las variables metaoceánicas generadas en esa zona. Este fue un gran esfuerzo que desarrolló el Instituto Mexicano del Petróleo, la Universidad de California en Berkeley y la propia PEP. El resultado de este esfuerzo es la obtención de la norma de observancia Pemex-IMP para la planeación, diseño y revisión de plataformas marinas y líneas submarinas. En este capítulo se presentan ambos protocolos, tanto las prácticas recomendadas por el API como la norma de observancia Pemex-IMP y a continuación el reporte del huracán Roxanne. 469

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PLATFORM PERFORMANCE DURING HURRICANE ROXANNE Abstract This paper summarizes a description of hurricane Roxanne characteristics and its induced damage on Pemex offshore facilities. In addition the assessment proceses applied after the hurricane are included. In October 1995, hurricane Roxanne hit Pemex offshore facilities in the Bay of Campeche (BOC). The storm showed a highly anomalous shape and imposed extreme loading to the facilities, with wind velocities near 140 km/hr, and maximum wave heights of about l5 m. Ordy two platforms exhibited major damages in main structural members. One of them showed disconnection in some horizontal members located at first horizontal framing plant under the water (conductor bay area), and the other one showed two K-type joints failure under punching shear stress. This experience gives a unique opportunity to better understand the platform behavior under hurricanes, considering that Roxanne was a storm close to the design event.

Introduction In October 1995, hurricanes Opal and Roxanne hit Pemex offshore oil facilities located at the Bay of Campeche (BOC). Although Opal did not cause any damage, Roxanne is considered the most severe hurricane affecting the BOC during this century. Its anomalous behavior generated extreme environmental conditions that caused considerable damages. Immediately after the hurricane passed, Pemex instrumented a fast track program to bring the production back to a normal condition in only two months. Once the normal production was restored Pemex jointly with Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), launched an extensive engineering program to inspect, assess, repair and/or reinforce the facilities. The Pemex offshore current area in the BOC, covers about 520 000 square kilometers and is located 90 km from the shore of the state of Campeche (see figure 1). The first offshore activities in the BOC started in 1975, and the first platform installation was in 1978, since then nearly 200 platforms and 1 900 km of pipelines have been installed (Valdés et al., 470

Normatividad

1998). Most of the platforms are fixed jacket steel platforms, installed in water depths ranging from 25 m to 80 m. According with the production scheme, the gathering and processing platforms are grouped in complexes in which productions around 600 000 bbpd are handled. Existing platforms at the BOC, grouped according with their service are presented in table 1.

On of existing platforms in the BOC Until 1996, a total of 750 wells were accomplished considering exploration and development wells, from this number only 325 are producing wells. In the same year the total average production at the BOC was 2 133 000 bbpd of oil and 1 563 mmcfd of gas. This average production represents about 6 560 bbpd and 4.8 mmcfd per well. Taking into account that the total production of hydrocarbons in the country was 2 858 000 bbpd of oil and 4 195 mmcfd of gas, that means that Pemex BOC production represents about the 75% of oil and 37% of gas produced in the whole country. The regions location is showed in figure 1. The 1996 average production for different exploitation regions in Mexico, is presented in table 2. Administratively, Pemex Marine Region in the BOC has been divided in two regions, the Southwest and the Northeast regions; these two regions were also divided in assets. These assets were defined accordingly with the oil fields location. Different assets in which the Marine Region was divided and their correspondent 1996 oil production are shown in table 3. We can easily figure out from this table that the Cantarell asset is the most important one. This asset involves all those facilities settled on the giant field having the same name. This asset contributed in 1996, with an average production 1.03 million bbpd, which nearly represents half of the total oil production in the BOC.

Hurricane Roxanne and the establishment of oceanographic and meteorological conditions for the Bay of Campeche Hurricane Roxanne Hurricane Roxanne was born in the western coast of Africa on September 26, 1995. By October 7, being a tropical depression was located on the 471

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eastern coast of Nicaragua. From October 9 to 10 it changed into a tropical storm and then into a hurricane of category 3 when reaching the eastern coast of Yucatan peninsula. At this time wind velocities oscillated from 90 to 100 knots (170 to 185 km/h)(Cardone et al., 1998). Nevertheless when Roxanne crossed the peninsula its intensity decayed and passed over the BOC offshore facilities without causing any major casualties. By October 13 and 14, a cold front coming from the north followed by a large high pressure system (1027 mb), pushed Roxanne back to the south and stood almost stationery nearby the BOC oil facilities by October 15 and 16. At this time Roxanne reached the category of hurricane again with maximum sustained (1 minute) wind velocities of 70 knots (130 km/h). In this stage the hurricane became more destructive and caused several damages on platforms and pipelines. The track described by hurricane Roxanne was very irregular, if compared with typical paths for almost all those tracks described by hurricanes that have passed over the BOC. We can see this anomalous track in figure 2. Finally, Roxanne moved to the north again and decayed into a tropical storm by October 17. Hurricane Roxanne meteorological and oceanographic (metocean) conditions During the pass of the hurricane Roxanne over the BOC, there was not suitable equipment installed for collecting reliable information about the metocean conditions developed by the hurricane. For that reason Pemex asked Oceanweather Inc., to develop a hindcast study on the hurricane, to infer in the best way, the metocean conditions generated by the hurricane. The hindcast technique is a well established methodology consisting of specification of wind field to provide the input data for a directional spectral wave model (ODGP2) to determine the peak states in extreme storms. The storm surge and currents (vertically integrated currents only) were treated in a separate model. The input data used in the hindcast study was acquired from records of the US government warning- services. These services are the US air force reserve reconnaissance aircraft flights, the weather information from NOAA buoys, the National Hurricane Center. We also considered the data obtained by the limited measurement 472

Normatividad

equipment located in Pemex offshore facilities at the BOC as we mentioned before. The hindcast results showed that Roxanne impacted Pemex offshore facilities twice, during the first passage on October 12, maximum significant wave heights (HS) of about 4 to 6 meters were generated. On October 13 and 14 the HS values decreased to a range from 2 to 3 meters. On October 15 the HS started increasing again reaching a peak value of 10 meters near 20o N, 92o 30' W, however, in the offshore facilities area HS values were in the range from 6.5 to 7.5 meters depending on water depth and location. Due to the long duration of the storm in a sole position, the maximum individual wave heights in the facilities area were hindcast in a range from 12.5 to 15 meters. Regarding the maximum storm surge, it was found to be generally less than 0.5 meters in the facilities area, but this value increased to about 1 meter closer to the coast line. It is necessary to point out that this value did not agree with the storm surges of about 1.8 m measured at the coast line, so that a model with higher resolution to account the geometry and bathymetry near the shore is required for better results. On the other hand, it is a fact that maximum wave height values obtained from hindcast, tend to be higher than visually observed wave heights. It is assumed that this difference is caused by the energy losses due to the wave-soft bottom interaction. This phenomena has been already studied in some other offshore areas, and it is also being studied for the BOC to obtain more realistic values for the metocean parameters. Table 4 defines the peak hindcast conditions created by Roxanne at a location in the Cantarell field area with water depths from 44 m to 47 m which is the average water depth for the existing platforms in the BOC. The hindcast study showed that the environmental conditions created by hurricane Roxanne were similar to those produced by the 100 year storm used in the original design. Establishment of oceanographic and meteorological conditions for the Bay of Campeche In the beginning of the offshore oil activities in the BOC, platforms were designed using rough estimates for the metocean parameters due to the 473

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lack of reliable measurement records in this area. Several punctual estimates were done based on Bretschneider’s techniques for specific sites where the platforms were to be located. Typical maximum wave height for an average water depth of 45 m was 16.7 m. In 1993 a comprehensive metocean study based on hindcast models was carried out for normal and extreme conditions in the BOC (ibid). This initial study included a measurement program of one-year duration. During this program, the hurricane Gert passed over the area of interest and provided valuable data to validate the hindcast results. In 1995, when hurricane Roxanne hit the BOC, little scientific measurement equipment was placed on site, so that the only information that could be collected was visual measurements of the significant wave heights, surface wind velocities and evidences of the damages. This information combined with the one obtained from the prevention services in the US permitted to develop a hindcast study on the hurricane The obtained results served as an input for developing in 1996 a new hindcast study for better refining the characterization of metocean conditions for the BOC.

Damages caused by hurricane Roxanne Two inspection campaigns were performed to identify the damages caused by hurricane Roxanne. The first one was done immediately after the hurricane weakened and the environmental conditions allowed such inspection. This was a level 1 global sub-sea and surface inspection, and was carried out in all the platforms looking for any major damages in the jackets, as well as those damages in the surface structure, specifically between the water level and the cellar deck. This initial inspection revealed that several platforms suffered damages. These damages were found essentially on the appurtenances as boat landings, walkways, handrails, ladders, secondary structures for supporting equipment installed below the cellar deck, as well as pipelines located in this zone. The found damages consisted of dents, deflected members, overturned equipment, displaced pipelines, and in many cases these appurtenances were breaking down Also in two platforms some girders from the cellar deck located in the elevation (+) 15. 850 meters (+52 feet) presented lateral deflections due to wave action. 474

Normatividad

Regarding the sub-sea inspection, it was found that only two platforms suffered major damages in the jacket (Souza et al., 1998). One of them was the Ku-M drilling platform, where several cracks were found in the conductor guide frame located in elevation (-) 6.706 m. These cracks were so big that practically the conductor guide frame was disconnected from main structure . Other major damages were found in the Pol-A drilling platform. In this platform two K joints located in elevation (-) 6.096 m collapsed under punching shear stresses.

The first assessment process Inmediately after the hurricane passed, Pemex with the support of IMP and two well known engineering companies, began to work in the reassessment process for all major platforms in the BOC with the objective of evaluating the structural integrity of the facilities. Initially, the reassessment process was based on the draft (American Petroleum Institute, 1996) API-RP-2A Edition 20th, Chapter l7th and the metocean criteria used for the original design. This process consisted of the following stages: 1 . Emergent inspection and surveying works. 2. Selection of the most significant platforms. 3. Gathering detailed information of the selected platforms. 4. Detailed inspection for assessment. 5. First platform categorization. 6. Assessment work following the API-RP-2A Chapter l7th guidelines. The assessment process started with the emergent inspection works which main objective was to identify major damages as it was mentioned before. The next step was to select a sample of platforms to be assessed. Such selection was done in terms of the damages found during the emergent inspection, the previous damage history, the platform age, the kind of service, the structural configuration and those modifications applied 475

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during the platform service life. A sample of 51 platforms was selected for assessment. The process continued with gathering the detailed information for each of the 51 platforms selected for assessment, this was one of the most time consuming tasks in the process, because the information was very scattered. This information included: design structural drawings, pile driving records, project books, as built drawings, updated equipment layouts and weights, inspection reports before and after the hurricane, structural modification drawings, etc. Then a special inspection program was applied to perform a more detailed inspection. This second inspection campaign was applied specifically to the sample of 51 platforms selected for assessment and taking into account the first inspection results. Two experienced companies carried out an extensive and more detailed inspection program directed to assess the platforms. The inspection included levels I, II and III according to Pemex/IMP inspection philosophies. For instance, detailed information was obtained about damages, corrosion levels, scour or accumulation of mud, marine growth, minimum deck elevation and flooded members, since these members represent the possibility of having cracks. In addition to the inspection performed on the jacket joints and members, platform vertical alignment and minimum deck elevations were checked. Additionally, the dynamic characteristics of two platforms of the sample were measured, due to previous inspections, vibration problems had been reported. The inspection results showed that in addition to those major damages above referred, 9 more platforms had damages requiring repair, not necessarily to satisfy the assessment requirements, but to restore the original redundancy of the structures and to prevent or stop crack propagation. A summary of the detected damages is shown in table 5. The platform categorization was performed using API-RP-2A Chapter l7th guidelines. Only two categories were used, "high consequences" and "minimum consequences" which are associated to minimum RSR of 1.60 and 0.80 respectively. In the sample 77% of the platforms were categorized as "high consequences" and 23% as "minimum consequences". Finally the assessment of the platforms was carried out under APIRP-2A Chapter l7th guidelines including: Initiators evaluation, design level 476

Normatividad

analyses and ultimate strength analyses. From the sample of 51 platforms, a number of 20 platforms were selected for detailed assessment including ultimate strength analyses. The results obtained in this first stage showed that 13 of those 20 platforms did not pass the assessment requirements for metocean loading. The results obtained in this initial assessment could be summarized as follows: 





Evaluation of initiators. The results showed that 46% of the platforms presented more than 10% increment of lateral metocean loading when compared to the design base shear. Also 94% of the sample showed inadequate deck height so that, ultimate strength analyses were required. Design level analyses. The results showed that 80% of the platforms had at least 1 overstressed member, and 90% had more than three overstressed joints. Also from the results obtained in this revision, 20% of the platforms showed overstressed piles and 10% showed an inadequate pile penetration. Ultimate strength analyses. From the results of ultimate strength analyses under metocean conditions, it was concluded that 65% of the platforms did not satisfy the assessment requirements.

The transitory criteria for platform design and requalification As it was mentioned in the previous paragraph, 65% of the assessed platforms did not satisfy the API-RP-2A Chapter l7th requirements. However, we learned that these results were not congruent at all with the platform performance during the hurricane. Also we accepted that me unjustly used the criteria that was developed specifically for USA offshore areas of exploitation. Therefore, Pemex decided to develop its own criteria for the same purposes, in other words, one proper criteria for platform design and requalification for the BOC. The development of this new criteria was founded on the application of advanced state of the art Risk Assessment and management (RAM) methodologies.

477

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Characterization of metocean conditions were based on the study developed by Oceanweather Inc., also the American Petroleum Institute API-RP-2A wind, wave and current loading models were used to compute the loads associated with hurricanes. The (Ultimate Limit State Limit Equilibrium Analyses) ULSLEA, the SACS/COLLAPSE and MICROSAS programs were used to calculate the ultimate capacities of new and existing platforms. Design and requalification "target reliabilities" were defined based on economic, historical performance and standard-of-practice approaches (Bea et al., 1998). Three platform categories, "very high", "high" and "moderate" consequences of failure were defined to reflect different status associated to the loss of safety and serviceability functions. BOC platform performance during hurricane Roxanne, was used to verify these reliabilities. Once Pemex accepted these target reliabilities, the platform and requalification guidelines for the BOC, now established as a transitory criteria, was developed by Instituto Mexicano del Petroleo (IMP). For defining these guidelines in the transitory criteria, additional special studies were conducted for better refining the soft soils hurricane waves interaction analytical model, the wave hurricane waves interaction analytical models, the wave loading on decks, the capacities of new, damaged, and repaired tubular joints, the fatigue of tubular joints, and the lateral and axial capacities of piles. This transitory criteria includes Work Stress Design (WSD), Load Resistance Factor Design (LRFD) and Ultimate Limit State (ULS) platform design and requalification guidelines.

The platform reassessment using the transitory criteria As it was mentioned before an initial assessment of the platforms was performed following the Chapter l7th API-RP-2A, 20th edition guidelines. From these results Pemex decided to perform a risk based oceanographic and earthquake study to account for the specific characteristics of Pemex facilities at the BOC. Based on that study Pemex/IMP developed the "Transitory Criteria for the Design and Requalification of Offshore platforms in the BOC".

478

Normatividad

In the first stage 26 platforms were considered for assessment using the proper transitory criteria. However, this sample was finally modified and adjusted to only 21 platforms taking into account the production-handled level and that there were similarities in some of them. We also considered those aspects mentioned in the first assessment process. The work presented herein is considered the first formal application of the transitory criteria for offshore platform requalification in the BOC. The scope of the assessment work included the following steps:       

Additional gathering of platform information. Additional inspection work. Platform categorization. Evaluation of initiators. Assessment for metocean loading. Assessment for seismic loading. Application of mitigation alternatives.

Additional gathering of platform information A great effort was made gathering the necessary information for those platforms that were added to the assessment. This information was used to properly model the platforms. Additional inspection work Additional special inspections were also carried out for all those added platforms. Platform categorization According to the transitory criteria, selected platforms were categorized to take into account the corresponding exposure category, which is derived from the consequences of failure. This consequence of failure takes into account that during a severe storm, the personnel will be evacuated and the production will be shut down, so that, it only depends on the eco479

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nomic impact coming from the loss of the platform and the inherent production suspension. In these terms the categorization depends basically on the production that the platform handles, that is the volume that is produced, received and/or processed in the platform, in barrels per day (BPD). The transitory criteria establishes three different categories of exposure: Category of exposure

Handled oil production la BPD

Very high consequences

> 100 000

High consequences

>50 000 and < 100 000

Moderate consequences

30 t 0.625

Por lo tanto, el tubo flota 703

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Ejemplo 2 L = (12.192+12.192)½ =17.24 m

12.19 m

r = 0.35D K = 0.9 (API 3.3.1d)

KL 0.9 × 1724 = = 70 r 0.35D

12.19 m

D=

0.9 × 1724 = 63 cm ≈ 25" 70 × 0.35

Usar tubo ø = 24" x 0.500" como un primer intento para el análisis; en caso de resultar adecuada, la sección sería de 24" x 0.875" debido al incremento de 3/8" por corrosión en zona de mareas (+15 pie a –10 pie). Ejemplo 3 Horizontal principal: L = 18.67 m K = 0.8

KL ≤ 80 r r = 0.35D

KL 0 .8 × 1 867 = = 80 r 0 .35 D D=

0 .8 × 1 867 = 53.3 cm = 21" 0 .35 × 80 704

Diseño estructural de plataformas marinas fijas

Usar ø = 22" x 0.500" como una primera opción. De esta manera se procederá a predimensionar los elementos restantes de la subestructura.

#

#

705

6.096 m

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Elev. +6.096 m

6.096

K = 0.80 KL/r # 80

Elev. – 6.096 m

K = 0.70 6.096 m

KL/r #70

Elev. –18.00 m

Configuraciones recomendadas para las plantas estructurales de la subestructura

706

Diseño estructural de plataformas marinas fijas

K = 0.70 KL/r # 0.90

Elev. –31.00 m

K = 0.80 KL/r # 0.80

Elev. –44.50 m

Piernas de la subestructura Partiendo del diámetro del pilote (ø = 48") se propone usar ø = 52 ½" x 1.250" ASTM A537 en los canutos y, ø = 52 ½" x 0.750" ASTM A36 en los carteles restantes. Con estos diámetros y espesores se obtiene una holgura de 2", que permiten colocar las placas centradoras de pilote (de ½" de espesor).

707

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Ejercicios de Predimensionamiento Ejercicio 1. Plataforma habitacional

Peso módulos + Equipos (2 400 ton)

La pendiente de las piernas es 1:8 en ambas direcciones, para obtener una pendiente real /2 :8

708

Diseño estructural de plataformas marinas fijas

Cubierta superior elev. + 26.70 m. Cargas mínimas En toda el área = 2 500 kg/m2 Observación Esta cubierta no requiere del sistema de piso con base en vigas secundarias, ya que el módulo habitacional se apoyará en las vigas principales. Secciones propuestas T-1 I3 Patines 457 x 44.4 + Alma 1 435 x 15.9 T-2 I3 Patines 406 x 38.1+ Alma 1 143 x 12.7 T-3 I3 Patines 356 x 44.4 + Alma 1 435 x 15.9 T-4 I3 Patines 406 x 25.4 + Alma 703 x 12.7 T-7 IR 457 x 96.7 kg/m T-8 CE 203 x 20.46 kg/m 709

Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Cubierta en elev. + 19.100 m Carga mínima = 1 750 kg/m2

710

Diseño estructural de plataformas marinas fijas

Plataforma habitacional Configuraciones recomendadas para las plantas de arriostamiento.

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Curso de Ingeniería Civil Costa Afuera. Apuntes de Clase

Ejercicio 2. Trípode de apoyo de puentes

La pendiente aparente es de 1:8, mientras que la pendiente real es de

2

3 :8.

Configuraciones recomendadas para las plantas de arriostamiento en elev. +11.8, +6.10, -10.70, -26.30 y -44.20 m.

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Diseño estructural de plataformas marinas fijas

Planta en elev. +19.100 m

Secciones propuestas: (T-1) I3 Patines 406 x 22.2 + Alma 718 x 9.5 (T-2) I3 Patines 305 x 15.9 + Alma 514 x 7.9

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