proyecto f.32065 ” ingenierÍa bÁsica y de detalle por la ... · condiciones normales (altura de...

INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO

DIRECCIÓN REGIONAL ZONA MARINA

PROYECTO : F.32065 PLATAFORMA: SEA PONY KAB-101 FECHA: Marzo/2005.

AV-F.32065-1815-31-REP-REV.0 REPORTE FATIGA AV. PERIFERICA NORTE # 75 ESQ. CON CALLE 35 B, COL. SAN AGUSTIN DEL PALMAR, C.P. 24118, CD. DEL CARMEN, CAMP. TELMEX: (01938) 120-49 MICRO 293-49 FAX: (01938) 120-42 MICRO 293-

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2. 44

2.- REPORTE TÉCNICO DE LA EVALUACIÓN BAJO

CONDICIONES DE FATIGA

PROYECTO F.32065

” INGENIERÍA BÁSICA Y DE DETALLE POR LA ADICIÓN DE 2 POZOS EN LA PLATAFORMA SEA PONY KAB-101 Y

ASISTENCIA TÉCNICA EN REVISIÓN DE INGENIERÍAS REALIZADAS POR OTRAS COMPAÑÍAS”




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2. 45

ÍNDICE PAGINA

2.- ANÁLISIS POR FATIGA ............................................................................................................................46 2.1.- MODELO ESTRUCTURAL...................................................................................................................46 2.2.- DATOS OCEANOGRÁFICOS Y METEOROLÓGICOS APLICABLES ..............................................46 2.2.1- Datos oceanográficos y meteorológicos ......................................................................................46 2.2.2.- Periodo pico contra fracción de ocurrencia .................................................................................46 2.2.3.- Altura de ola significante contra fracción de ocurrencia..............................................................46 2.2.4.- Dirección de oleaje contra fracción de ocurrencia ......................................................................46 2.2.5.- Diagramas de dispersión.............................................................................................................46 2.2.6.- Probabilidad de ocurrencia..........................................................................................................46 2.3.- CARGAS CONSIDERADAS.................................................................................................................46 2.3.1.-Cargas gravitacionales .................................................................................................................46 2.3.2.-Cargas de oleaje...........................................................................................................................46 2.4.- ANÁLISIS DINÁMICO MODAL ............................................................................................................46 2.4.1.- Cálculo de masas ........................................................................................................................46 2.4.2.- Formas modales ..........................................................................................................................46 2.5.- FUNCIONES DE TRANSFERENCIA ...................................................................................................46 2.5.1.- Consideraciones ..........................................................................................................................46 2.5.2.- Funciones de transferencia de cortante basal para cada dirección analizada ...........................46 2.6.- ANÁLISIS ESTRUCTURAL POR FATIGA ..........................................................................................46 2.6.1.- Definición de parámetros.............................................................................................................46 2.6.2.-Combinaciones para el cálculo del daño acumulado...................................................................46 2.7.- AÑOS DE VIDA ÚTIL DE JUNTAS......................................................................................................46 2.8.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................................................46



PROYECTO : F.32065 PLATAFORMA : SEA PONY KAB-101 FECHA: Marzo/2005.

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2.46

2.- ANÁLISIS POR FATIGA Se realizó el análisis espectral dinámico de fatiga de la plataforma Sea Pony KAB-101 con la información oceanográfica del campo Rebombeo, por ser el mas cercano al campo Kab, para lo cual se empleo el programa de computadora de análisis estructural SACS (Structural Analysis Computer System) ver. 5.1; el cual permite evaluar el comportamiento dinámico de la plataforma ante acciones de carga cíclica como lo son las cargas inducidas por el oleaje para las condiciones de fatiga. 2.1.- MODELO ESTRUCTURAL Para el análisis de fatiga se usó el modelo estructural empleado en el análisis en sitio, el cual incluye todos los elementos que conforman la estructura principal de la plataforma (pilotes, subestructura, superestructura y defensas); así como los pesos asociados a la carga muerta, carga viva, equipos y carga de accesorios. Estas cargas se emplearon para determinar las características dinámicas de la plataforma. Se realizó un modelo tridimensional que representa las condiciones a la cual estará sujeta la plataforma durante su vida útil. En la figura 2.1 se muestra la topología del modelo empleado en el análisis.

Figura 2.1.- Topología del modelo empleado en el análisis.





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2.47

2.2.- DATOS OCEANOGRÁFICOS Y METEOROLÓGICOS APLICABLES 2.2.1- Datos oceanográficos y meteorológicos Para este análisis se emplearon los parámetros meteorológicos y oceanográficos asociados al análisis por fatiga recomendados en la tabla C-5 “Información oceanográfica para el análisis de fatiga en las áreas indicadas (Áreas: Xulum-1, Nak-1,Rebombeo, Ayiu-1, Ozunum-1)” del anexo C de la norma de referencia Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas Fijas en la Sonda de Campeche (NRF-003-PEMEX-2000) por ser rebombeo el campo mas cercano; en dicha tabla C-5 se describen la distribución anual de las condiciones normales (altura de la ola significante y periodo pico espectral), así como su distribución media. Es importante mencionar que debido a que el análisis de fatiga de realizo para ocho direcciones de incidencia del oleaje, la información relativa a las 16 direcciones de oleaje contenida en la tabla arriba mencionada se concentró en 8 direcciones principales (Este, Noreste, Norte, Noroeste, Oeste, Suroeste, Sur y Sureste). Ver tabla 2.1. 2.2.2.- Periodo pico contra fracción de ocurrencia En la figura 2.2 se muestra el comportamiento del periodo pico contra la fracción de ocurrencia del oleaje, en donde se puede observar que los periodos de 2.5 y 4.5 seg. presentan una mayor ocurrencia, llegando a ser la suma de ambas la mitad del oleaje total que se presenta. Esta figura se obtiene de graficar el periodo pico medio con respecto de su total acumulado de ocurrencia.

PERIODO PICO Vs. FRACCIÓN DE OCURRENCIA

0.000.050.100.150.200.250.300.35

0.50

1.50

2.50

3.50

4.50

5.50

6.50

7.50

8.50

9.50

10.5

0

11.5

0

12.5

0

13.5

0

Periodo Pico (seg.)

Frac

ción

de

Ocu

rren

cia

de T

iem

po

Figura 2.2.- Periodo pico vs. Fracción de ocurrencia.

2.2.3.- Altura de ola significante contra fracción de ocurrencia En la figura 2.3 se muestra el comportamiento de la altura de ola significante contra la fracción de ocurrencia, en donde puede observarse que las alturas de ola que predominan sobre el resto son la de 0.25 y 0.75 m. Esta figura se obtiene de graficar la altura de ola significante con respecto de su correspondiente total acumulado de ocurrencia.





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2.48

ALTURA DE OLA SIGNIFICANTE Vs. FRACCIÓN DE OCURRENCIA

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0

0.25

0.75

1.25

1.75

2.25

2.75

3.25

3.75

4.25

4.75

5.25

5.75

6.25

6.75

7.25

7.75

8.25

Altura de Ola Significante (m.)

Frac

ción

de

Ocu

rren

cia

de T

iem

po

Figura 2.3.- Altura de Ola Significante vs. Fracción de Ocurrencia.

2.2.4.- Dirección de oleaje contra fracción de ocurrencia En la figura 2.4 se muestra el comportamiento de la dirección del oleaje contra la fracción de ocurrencia para las ocho direcciones consideradas en este análisis, siendo las mas dominantes las direcciones sur (S), suroeste (SW) y oeste (W).

DIRECCIÓN Vs. OCURRENCIA

0.000.050.100.150.200.250.30

N

NE E

SE S

SW W

NW

DIRECCION

Frac

ción

de

Ocu

rren

cia

de T

iem

po

Figura 2.4.- Dirección de oleaje vs. Fracción de ocurrencia.

2.2.5.- Diagramas de dispersión Las siguientes tablas muestran los diagramas de dispersión para el análisis por fatiga, mismas que se encuentran en la norma de referencia NRF-003-PEMEX-200 Apéndice C (Diagramas de dispersión para diferentes campos en la sonda de campeche).


DELEGACIÓN REGIONAL ZONA MARINA


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Tabla 2.1.- Información oceanográfica para el análisis de fatiga en las áreas indicadas (Áreas: Xulum-1, Nak-1, Rebombeo, Ayiu-1, Ozunum-1). (tabla C-5 de la NRF-003-PEMEX-2000).

ALTURA DE OLA SIGNIFICANTE (m) Periodo Pico (seg.) 0 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL

0.00 0.9999 0.0000 1.00 1.9999 0.0003 0.0470 0.0473 2.00 2.9999 0.1850 0.0097 0.1947 3.00 3.9999 0.0273 0.0331 0.0604 4.00 4.9999 0.0243 0.2621 0.0100 0.2964 5.00 5.9999 0.0001 0.0130 0.0600 0.0656 0.0015 0.1402 6.00 6.9999 0.0040 0.0253 0.0265 0.0122 0.0006 0.0686 7.00 7.9999 0.0063 0.0202 0.0249 0.0283 0.0082 0.0001 0.0880 8.00 8.9999 0.0017 0.0084 0.0094 0.0152 0.0193 0.0111 0.0008 0.0659 9.00 9.9999 0.0009 0.0021 0.0021 0.0028 0.0079 0.0103 0.0020 0.0001 0.0282

10.00 10.9999 0.0001 0.0003 0.0003 0.0003 0.0012 0.0029 0.0019 0.0011 0.0081 11.00 11.9999 0.0002 0.0005 0.0008 0.0001 0.0016 12.00 12.9999 0.0001 0.0001 0.0001 0.0003 13.00 13.9999 0.0001 0.0001

TOTAL 0.0004 0.3086 0.4197 0.1386 0.0596 0.0312 0.0194 0.0123 0.0049 0.0022 0.0016 0.0008 0.0002 0.0001 0.0002 0.0000 0.0000 0.0000 0.9998

DIRECCIÓN MEDIA DEL VECTOR (grados) Altura de Ola Significante (m) N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSW SW WSW W WNW NW NNW TOTAL 0.00 0.2499 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 0.0004 0.25 0.7499 0.0070 0.0066 0.0051 0.0034 0.0043 0.0043 0.0066 0.0090 0.0113 0.0179 0.0526 0.0759 0.0511 0.0230 0.0191 0.0117 0.3089 0.75 1.2499 0.0053 0.0029 0.0030 0.0019 0.0021 0.0034 0.0069 0.0124 0.0302 0.0630 0.0685 0.0772 0.0656 0.0374 0.0284 0.0118 0.4200 1.25 1.7499 0.0016 0.0008 0.0008 0.0008 0.0016 0.0019 0.0025 0.0138 0.0416 0.0294 0.0103 0.0103 0.0086 0.0052 0.0053 0.0041 0.1386 1.75 2.2499 0.0003 0.0001 0.0004 0.0011 0.0019 0.0112 0.0309 0.0131 0.0001 0.0001 0.0001 0.0003 0.0596 2.25 2.7499 0.0001 0.0001 0.0011 0.0031 0.0068 0.0167 0.0033 0.0312 2.75 3.2499 0.0001 0.0014 0.0073 0.0103 0.0005 0.0196 3.25 3.7499 0.0001 0.0009 0.0049 0.0060 0.0003 0.0122 3.75 4.2499 0.0022 0.0025 0.0002 0.0049 4.25 4.7499 0.0013 0.0008 0.0001 0.0022 4.75 5.2499 0.0008 0.0008 0.0016 5.25 5.7499 0.0003 0.0005 0.0008 5.75 6.2499 0.0001 0.0001 6.25 6.7499 0.0001 0.0001 6.75 7.2499 0.0003 0.0003

TOTAL 0.0142 0.0103 0.0090 0.0064 0.0085 0.0120 0.0233 0.0705 0.1516 0.1278 0.1316 0.1635 0.1253 0.0657 0.0529 0.0279 1.0005




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2.50

La probabilidad de ocurrencia por dirección, la podemos observar en el ultimo renglón de la tabla de dirección media del vector, a partir de la cual se hace una selección de direcciones de incidencia de oleaje que se utilizaran para el análisis, en este caso serán 8 (N,NE,E,SE,S,SW,W,NW), en las cuales se concentraran el resto de las 16 direcciones, de la siguiente manera: Por ejemplo, para la dirección Este = (50%[ENE])+(100%[E])+(50%[ESE]), de esta manera se concentran las direcciones restantes para que la tabla de dirección media del vector no se altere y siempre la suma de las probabilidades sea la unidad. De esta manera la concentración de direcciones nos queda de la siguiente forma:

Tabla 2.2.- Concentración de las direcciones del oleaje.

DIRECCIÓN MEDIA DEL VECTOR (grados) Altura de Ola Significante (m) N NE E SE S SW W NW TOTAL

0.00 0.2499 0.0001 0.0001 0.0000 0.0003 0.25 0.7499 0.0162 0.0101 0.0081 0.0132 0.0247 0.0995 0.1005 0.0364 0.3089 0.75 1.2499 0.0126 0.0054 0.0047 0.0148 0.0679 0.1386 0.1229 0.0530 0.4200 1.25 1.7499 0.0040 0.0016 0.0029 0.0103 0.0632 0.0301 0.0163 0.0099 0.1386 1.75 2.2499 0.0004 0.0000 0.0010 0.0080 0.0430 0.0066 0.0000 0.0003 0.0596 2.25 2.7499 0.0000 0.0000 0.0007 0.0070 0.0217 0.0016 0.0000 0.0312 2.75 3.2499 0.0000 0.0051 0.0142 0.0002 0.0196 3.25 3.7499 0.0000 0.0034 0.0086 0.0001 0.0122 3.75 4.2499 0.0011 0.0037 0.0001 0.0049 4.25 4.7499 0.0006 0.0015 0.0000 0.0022 4.75 5.2499 0.0004 0.0012 0.0016 5.25 5.7499 0.0001 0.0006 0.0008 5.75 6.2499 0.0000 0.0000 0.0001 6.25 6.7499 0.0000 0.0000 0.0001 6.75 7.2499 0.0001 0.0001 0.0003

TOTAL 0.03330 0.01735 0.01765 0.06455 0.25075 0.27725 0.23990 0.09970 1.000 Como podemos observar, la última celda de la última columna de la tabla, nos muestra la suma de las probabilidades de ocurrencia que es igual a la unidad.





2.51

2.2.6.- Probabilidad de ocurrencia Como siguiente paso debemos obtener los datos de probabilidad de ocurrencia para cada dirección de análisis (E, NE, N, NW, W, SW, S, SE), para lo cual, es necesario seguir el siguiente procedimiento: Por ejemplo para la dirección Este, primeramente es necesario obtener el cociente de la probabilidad asociada a una altura de ola significante que se encuentra en el rango de 0.25-0.7499 entre la suma total de la probabilidad asociada a la altura de ola significante mencionada, para posteriormente multiplicar por este valor a todos lo valores que se encuentran en la columna asociada con la altura de ola de 0.25, como se muestra en la siguiente figura.

Figura 2.5.- Obtención de la probabilidad de ocurrencia.





2.52

Es decir

=

=

00004.000017.000011.000034.000064.000072.000488.000124.0

0017.00063.00040.00130.00243.00273.01850.00470.0

*30890.000815.0

)25.0(E , como se observa en la tabla correspondiente a la dirección Este (225°).

Tabla 2.3. Espectro empleado para la dirección de análisis Este 315°.

0.125 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL0.00000

0.00124 0.001240.00488 0.00011 0.004990.00072 0.00037 0.001090.00064 0.00296 0.00021 0.003820.00034 0.00068 0.00140 0.00003 0.002440.00011 0.00029 0.00056 0.00020 0.00001 0.001170.00017 0.00023 0.00053 0.00047 0.00018 0.00000 0.001580.00004 0.00010 0.00020 0.00026 0.00043 0.00003 0.00000 0.00106

0.00001 0.00004 0.00004 0.00006 0.00002 0.00004 0.000220.00000 0.00001 0.00001 0.00000 0.00000 0.00002

0.000000.000000.000000.00000

0.00000 0.00814 0.00475 0.00295 0.00100 0.00070 0.00005 0.00005 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.01764

13.5014.50

9.5010.5011.5012.50

5.506.507.508.50

Periodo Pico Promedio (seg)

Altura de Ola Promedio (m)

TOTAL

0.501.502.503.504.50

De esta manera se generan las probabilidades de ocurrencia para cada altura de ola y periodo pico promedio para cada una de las direcciones de análisis, mediante una hoja de cálculo generada en Excel por personal del Instituto Mexicano del Petróleo.





2.53

Tabla 2.4. Espectro empleado para la dirección de análisis Noreste 0°.

0.125 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL0.00000

0.00013 0.00154 0.001670.00605 0.00012 0.006170.00089 0.00043 0.001320.00079 0.00337 0.00012 0.00428

0.00004 0.00043 0.00077 0.00076 0.00000 0.002000.00013 0.00033 0.00031 0.00001 0.00000 0.000770.00021 0.00026 0.00029 0.00002 0.00001 0.000790.00006 0.00011 0.00011 0.00001 0.00003 0.00032

0.00001 0.00002 0.00000 0.00000 0.000040.00000 0.00000 0.00000 0.00000

0.000000.000000.000000.00000

0.00017 0.01009 0.00540 0.00160 0.00005 0.00005 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.01736

10.5011.5012.50

TOTAL

13.5014.50

6.507.508.509.50

2.503.504.505.50

0.501.50



Tabla 2.5. Espectro empleado para la dirección de análisis Norte 45°.

0.125 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL0.00000

0.00246 0.002460.00967 0.00029 0.009960.00143 0.00100 0.002420.00127 0.00789 0.00029 0.009460.00068 0.00181 0.00192 0.00001 0.004420.00021 0.00076 0.00077 0.00009 0.001840.00033 0.00061 0.00073 0.00021 0.001880.00009 0.00025 0.00027 0.00011 0.00073

0.00003 0.00006 0.00002 0.000100.00000 0.00000 0.00001

0.000000.000000.000000.00000

0.00000 0.01613 0.01264 0.00405 0.00045 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.03328

10.5011.5012.50

TOTAL

13.5014.50

6.507.508.509.50

2.503.504.505.50



0.501.50





2.54

Tabla 2.6. Espectro empleado para la dirección de análisis Noroeste 90°.

0.125 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL

0.000000.00555 0.005550.02183 0.00122 0.023050.00322 0.00418 0.007400.00287 0.03307 0.00072 0.036660.00153 0.00757 0.00471 0.00001 0.013820.00047 0.00319 0.00190 0.00006 0.005630.00074 0.00255 0.00179 0.00014 0.005220.00020 0.00106 0.00067 0.00008 0.00201

0.00011 0.00015 0.00001 0.000270.00001 0.00000 0.00001

0.000000.000000.000000.00000

0.00000 0.03641 0.05296 0.00995 0.00030 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.09963

10.5011.5012.50

TOTAL

13.5014.50

6.507.508.509.50

2.503.504.505.50



0.501.50

Tabla 2.7. Espectro empleado para la dirección de análisis Oeste 135°.

0.125 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL0.00000

0.00004 0.01530 0.015340.06022 0.00284 0.063060.00889 0.00969 0.018570.00791 0.07670 0.00118 0.08578

0.00001 0.00423 0.01756 0.00774 0.00000 0.029540.00130 0.00740 0.00313 0.00001 0.011840.00205 0.00591 0.00294 0.00002 0.010920.00055 0.00246 0.00111 0.00001 0.00413

0.00026 0.00025 0.00000 0.000510.00001 0.00000 0.00001

0.000000.000000.000000.00000

0.00006 0.10045 0.12281 0.01635 0.00005 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.23972

10.5011.5012.50

TOTAL

13.5014.50

6.507.508.509.50

2.503.504.505.50



0.501.50





2.55

Tabla 2.8. Espectro empleado para la dirección de análisis Suroeste 180°.

0.125 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL0.00000

0.00013 0.01514 0.015270.05959 0.00320 0.062790.00879 0.01092 0.019720.00783 0.08649 0.00218 0.09650

0.00004 0.00419 0.01980 0.01427 0.00017 0.038470.00129 0.00835 0.00576 0.00136 0.00003 0.016800.00203 0.00667 0.00542 0.00316 0.00043 0.00000 0.017700.00055 0.00277 0.00204 0.00170 0.00102 0.00014 0.00001 0.00823

0.00030 0.00046 0.00023 0.00015 0.00010 0.00013 0.00004 0.00000 0.001410.00002 0.00003 0.00002 0.00000 0.00001 0.00006 0.00004 0.00019

0.00000 0.000000.000000.000000.00000

0.00017 0.09940 0.13850 0.03015 0.00665 0.00165 0.00025 0.00015 0.00010 0.00005 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 0.27707

10.5011.5012.50

TOTAL

13.5014.50

6.507.508.509.50

2.503.504.505.50



0.501.50

Tabla 2.9. Espectro empleado para la dirección de análisis Sur 225°.

0.125 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL0.00000

0.00377 0.003770.01482 0.00157 0.016390.00219 0.00535 0.007540.00195 0.04237 0.00456 0.048880.00104 0.00970 0.02991 0.00108 0.041740.00032 0.00409 0.01208 0.00881 0.00042 0.025720.00050 0.00327 0.01135 0.02044 0.00572 0.00007 0.041350.00014 0.00136 0.00429 0.01098 0.01345 0.00804 0.00056 0.03882

0.00015 0.00096 0.00152 0.00195 0.00572 0.00726 0.00151 0.00007 0.019130.00005 0.00022 0.00021 0.00022 0.00085 0.00219 0.00130 0.00083 0.00584

0.00014 0.00038 0.00065 0.00005 0.001210.00005 0.00005 0.00005 0.00015

0.00005 0.000050.00000

0.00000 0.02473 0.06785 0.06320 0.04305 0.02175 0.01406 0.00867 0.00370 0.00150 0.00120 0.00065 0.00010 0.00005 0.00010 0.00000 0.00000 0.00000 0.25060

10.5011.5012.50

TOTAL

13.5014.50

6.507.508.509.50

2.503.504.505.50



0.501.50





2.56

Tabla 2.10. Espectro empleado para la dirección de análisis Sureste 270°.

0.125 0.25 0.75 1.25 1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 5.75 6.25 6.75 7.25 7.75 8.25 TOTAL0.00000

0.00202 0.002020.00794 0.00034 0.008280.00117 0.00117 0.002340.00104 0.00924 0.00075 0.011020.00056 0.00211 0.00490 0.00020 0.007770.00017 0.00089 0.00198 0.00165 0.00014 0.004830.00027 0.00071 0.00186 0.00382 0.00185 0.00003 0.008540.00007 0.00030 0.00070 0.00205 0.00436 0.00289 0.00022 0.01060

0.00003 0.00016 0.00028 0.00063 0.00206 0.00287 0.00045 0.00003 0.006510.00001 0.00004 0.00007 0.00008 0.00033 0.00065 0.00056 0.00028 0.00202

0.00006 0.00013 0.00015 0.00005 0.000380.00005 0.00005 0.00005 0.00015

0.00005 0.000050.00000

0.00000 0.01324 0.01479 0.01035 0.00805 0.00705 0.00505 0.00343 0.00110 0.00065 0.00040 0.00015 0.00010 0.00005 0.00010 0.00000 0.00000 0.00000 0.06450

6.507.50

12.50

TOTAL

8.509.50

10.5011.50

13.5014.50

2.503.504.505.50



0.501.50




AV-F.32065-1815-31-REP-REV.0 REPORTE FATIGA 2.57

AV. PERIFERICA NORTE # 75 ESQ. CON CALLE 35 B, COL. SAN AGUSTIN DEL PALMAR, C.P. 24118, CD. DEL CARMEN, CAMP. TELMEX: (01938) 120-49 MICRO 293-49 FAX: (01938) 120-42 MICRO 293-77

2.3.- CARGAS CONSIDERADAS Para el cálculo del daño o vida útil por fatiga en juntas tubulares se consideraron solamente los efectos debidos a la carga de oleaje bajo condiciones normales, las solicitaciones de cargas gravitacionales y ambientales extremas (tormenta invernal y de 100 años) no fueron tomadas en cuenta, así como tampoco fueron consideradas las cargas debidas al efecto de la corriente. 2.3.1.-Cargas gravitacionales Las cargas gravitacionales de la estructura fueron consideradas únicamente para determinar las propiedades dinámicas de la plataforma, estas cargas son transformadas en masas con el programa SACS y se incluyeron en el análisis dinámico modal de la plataforma. Entre las cargas incluidas se encuentran las cargas debidas al peso propio de la plataforma, las cargas muertas, las cargas vivas y de equipo sobre la cubierta; las cuales se consideran que actuaran sobre la plataforma durante su vida útil.

2.3.2.-Cargas de oleaje Las fuerzas de oleaje se determinaron con base en un análisis dinámico espectral y se uso para ello la teoría de oleaje de Airy. Para el cálculo de las fuerzas se tomó en cuenta el crecimiento marino especificado en la Tabla 2.11 y cumple con lo recomendado en la Tabla 12.2 de la norma NRF-003-PEMEX-2000.

Tabla 2.11.- Crecimiento marino empleado

Intervalo de elevación respecto al N.M.M. (m)

Espesor de crecimiento marino duro (cm)

+1.0 a –20.0 6.0 -20.0 a –40.0 4.0

-40.0 a -80.0 2.0 Los coeficientes de arrastre y de inercia empleados en este análisis fueron obtenidos de las recomendaciones proporcionadas por el API RP-2A-WSD (Edición 20) en su sección 5.2.2 (fatiga); los valores tomados para el coeficiente de inercia Cm fue de 2.0 y para el coeficiente de arrastre Cd de 0.8 ambos para superficie rugosa y el coeficiente de arrastre Cd para superficies lisas es de 0.5. Lo anterior se resume en la tabla 2.12.

Tabla 2.12.- Coeficientes de arrastre y de inercia

Tipo de superficie Coeficiente de Arrastre

Coeficiente de inercia

Limpia (suave o lisa) 0.5 2.0 Con crecimiento marino (rugosa) 0.8 2.0

Para realizar el análisis por fatiga no se consideró el factor cinemático de ola ni los factores de bloqueo de corriente (debido a que esta última no fue considera dentro de las cargas que intervienen en el análisis) según las recomendaciones de la norma NRF-003-PEMEX-2000.






2.4.- ANÁLISIS DINÁMICO MODAL Para realizar el análisis espectral dinámico de fatiga es necesario determinar las formas modales de la estructura, para ello se consideraron las masas debidas al peso propio de la estructura, la carga viva, carga de equipo así como la masa adherida y el agua atrapada en los elementos estructurales. Para el cálculo de la cimentación de rigidez equivalente se usó el procedimiento de súperelemento recomendado en SACS (rigidez secante equivalente), para determinar dicha cimentación de rigidez equivalente se consideraron las condiciones de carga gravitacionales y oleaje en condiciones de operación.

2.4.1.- Cálculo de masas Para el cálculo de las formas modales, se trato de simular las cargas vivas, de accesorios, muertas y de equipo a las que esta sometida la plataforma durante su operación, con base en lo anterior, para fines de éste análisis se modificaron algunas de las condiciones de cargas básicas respecto a las utilizadas en el análisis en sitio mediante un factor de decremento de carga. En la tabla 2.13 se muestra un resumen de las cargas gravitacionales consideradas en el análisis modal.

Tabla 2.13.- Resumen de cargas gravitacionales consideradas.

DESCRIPCIÓN PESO ANÁLISIS

ELÁSTICO (TON).

FACTOR DE

CARGA

PESO ANÁLISIS MODAL PARA FATIGA (TON).

Carga muerta en cubierta elev. +15.850 m. y sub. 32.33 1.00 32.33 Carga muerta en helipuerto elev. +21.946 m. 9.98 1.00 9.98 Carga viva en cubierta elev. +15.850 m. 54.64 0.75 40.98 Carga de equipo en cubierta elev. +15.850 m. 15.70 1.00 15.70 Total = 98.99

2.4.2.- Formas modales Las formas modales son configuraciones de deformación propias de la estructura, las cuales son función del tiempo y de las cargas gravitacionales existentes y que se presentan como una respuesta a una excitación dinámica como pueden ser los efectos debidos al oleaje. Se consideraron 25 formas modales para el cálculo de las funciones de transferencia. A continuación se muestran las frecuencias y masas generalizadas producto del análisis modal.






SACS Release 5.1 INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO EXTRACCIÓN MODAL KAB-101 SACS IV-FREQUENCIES AND GENERALIZED MASS MODE FREQ.(CPS) GEN. MASS EIGENVALUE PERIOD(SECS) 1 0.629132 6.4061382E+01 6.3996528E-02 1.5894910 2 0.743707 5.6053641E+01 4.5796909E-02 1.3446150 3 0.860209 4.2635208E+01 3.4232039E-02 1.1625088 4 1.441359 1.1885373E+02 1.2192583E-02 0.6937895 5 1.667144 1.6323545E+02 9.1136815E-03 0.5998281 6 1.947175 1.2719303E+02 6.6808264E-03 0.5135645 7 2.120098 1.8531927E+01 5.6354449E-03 0.4716762 8 2.488143 2.4344065E+01 4.0915654E-03 0.4019061 9 2.866311 3.7123935E+01 3.0831433E-03 0.3488805 10 2.894207 1.9504655E+01 3.0239949E-03 0.3455178 11 3.094915 3.6132925E+01 2.6444946E-03 0.3231106 12 3.882250 6.6257930E+01 1.6806341E-03 0.2575826 13 4.090932 3.3228182E+02 1.5135464E-03 0.2444431 14 4.221436 1.1840445E+01 1.4214114E-03 0.2368862 15 4.864511 4.3817791E+01 1.0704389E-03 0.2055705 16 5.026912 1.0757492E+02 1.0023923E-03 0.1989293 17 5.479884 6.0077209E+01 8.4352407E-04 0.1824856 18 6.897627 1.5232985E+02 5.3240334E-04 0.1449774 19 7.440903 1.5139712E+02 4.5749776E-04 0.1343923 20 8.880071 6.6358700E+01 3.2122355E-04 0.1126117 21 10.950196 1.2320042E+02 2.1124986E-04 0.0913226 22 11.706161 1.1297469E+02 1.8484650E-04 0.0854251 23 13.913058 3.1200871E+01 1.3085642E-04 0.0718749 24 15.039613 1.0590157E+02 1.1198682E-04 0.0664911 25 15.071882 9.8976551E+01 1.1150781E-04 0.0663487






En las figuras 2.6 a la 2.11 se presentan las primeras seis formas modales (periodos, frecuencias y desplazamiento) obtenidas del análisis modal; estas características de la estructura nos servirán para realizar el análisis de respuesta dinámica y poder determinar así las funciones de transferencia.

Figura 2.6.- Primer modo de vibrar, se aprecia el desplazamiento global en dirección del eje Y.

Figura 2.7.- Segundo modo de vibrar se aprecia el desplazamiento global en dirección del eje X.






Figura 2.8.- Tercer modo de vibrar, se aprecia un giro global de la estructura alrededor del eje Z (torsión).

Figura 2.9.- Cuarto modo de vibrar, se aprecia un desplazamiento global en dirección del eje Y.






Figura 2.10.- Quinto modo de vibrar, se aprecia un desplazamiento alrededor del eje X.

Figura 2.11.-Sexto modo de vibrar, se aprecia un giro global de la estructura alrededor del eje Z (torsión).






2.5.- FUNCIONES DE TRANSFERENCIA La función de transferencia describe el rango de esfuerzos cíclicos para una altura de ola como una función de la frecuencia, esto es, la relación entre las fuerzas de oleaje (una altura de ola con su respectivo periodo) y la respuesta de la estructura ante este conjunto de fuerzas. Para determinarlas se efectuaron diferentes análisis de respuesta de oleaje con el fin de encontrar la variación de esfuerzos, así como la amplificación dinámica de las fuerzas de oleaje. Se calcularon las funciones de transferencia para las ocho direcciones de oleaje consideradas en el análisis para el máximo momento de volteo y para cortante basal máximo. 2.5.1.- Consideraciones Para el cálculo de la función de transferencia del cortante basal y momento de volteo máximo se usaron 29 olas con una pendiente “steepness” constante de 1/20. El cálculo se inició con 7 olas con un periodo inicial de 14.0 seg. y decrementos de periodo de 1.3 seg.; posteriormente se aplicaron 3 olas, iniciando con un periodo de 4.9 seg. y decrementos de 0.5 seg. en seguida se aplicaron 3 olas, iniciando con un periodo de 3.4 seg. y decrementos de 0.3 seg.; finalmente y con el propósito de cubrir la región cercana a las frecuencias naturales de la estructura se aplicaron 16 olas, iniciando con una ola de periodo de 2.5 seg. y decrementos de 0.1 seg. En todos los casos se usaron 18 posiciones de la cresta por ola. Para el cálculo de las funciones de transferencia se utilizó un amortiguamiento del 3% y solamente se consideraron veinticinco formas modales. 2.5.2.- Funciones de transferencia de cortante basal para cada dirección analizada En las figuras 2.12 a la 2.19 se muestran el comportamiento del periodo de la ola (en segundos) contra función de transferencia de cortante basal normalizado con respecto de la altura de ola (t/m) para cada dirección de análisis. Se aprecia que el periodo crítico en todos los casos se encuentra alrededor de 1.5 segundos lo cual corresponde al periodo del primer modo de vibrar de la estructura, el cual se encuentra bastante alejado del periodo de oleaje que más se presenta el cual se encuentra entre los 2.5 y 4.5 seg. (Ver fig. 2.2).






Figura 2.12.- Función de transferencia 0°.







2.6.- ANÁLISIS ESTRUCTURAL POR FATIGA Se realizó el análisis de fatiga espectral dinámico considerando la acumulación de daño de acuerdo a la ecuación de Palmgren Miner. La modelación de los elementos no-estructurales tuvo como objetivo, el considerar su efecto en la vida útil por fatiga de la subestructura, para ello los siguientes elementos no estructurales fueron considerados:

2 conductores de 30 pulgadas (76.2 cm.) de diámetro. 1 defensa para 2 conductores. 1 ducto ascendente de 10 3/4 pulgadas (27.30 cm.) de diámetro. 1 atracadero.

La revisión estructural por fatiga de la subestructura se efectuó mediante un análisis dinámico espectral realizado con el programa de computadora SACS, el cual efectúa un análisis elástico lineal de estructuras reticulares tridimensionales. Debido a que el análisis por fatiga de juntas tubulares es exclusivamente debido al efecto que producen las cargas cíclicas de oleaje, en éste análisis solo se analizaron las juntas tubulares de la subestructura, específicamente aquellas juntas correspondientes a las intersecciones de las columnas de la subestructura con los niveles de arriostramientos y aquellas juntas internas de los niveles de arriostramientos que son importantes para garantizar la integridad de la plataforma. 2.6.1.- Definición de parámetros Para este análisis de fatiga se considero un una vida útil de la plataforma de L=20 años con una factor de seguridad F.S.=2. Para el cálculo de la vida de las juntas se empleo la curva S-N designada por X’ en la sección 5.4 del API-RP-2A-WSD, la cual fue usada en todas las juntas para determinar el número de ciclos que resistirá la junta en función de la variación del intervalo de esfuerzos a que se ve sometida. Esta curva se considera adecuada para juntas tubulares convencionales sin control estricto de la soldadura.

Para obtener los valores del factor de concentración de esfuerzos (FCE) en los puntos críticos (hot spots), para este análisis se considero la teoría de Alpha Kellog para todas las juntas tipo T,Y y la teoría de Kuang and Wordsworth para las juntas K y KT .

Para los espectros de oleaje aquí determinados se empleo la formulación de Pierson–Moskowitz y para la función de distribución de energía de la ola, la cual esta definida por una función coseno elevada a la “n” potencia se utilizó n=2. Para el cálculo de factor de dispersión del oleaje “wave spreading function” se uso el promedio de la función de transferencia.






2.6.2.-Combinaciones para el cálculo del daño acumulado Para calcular el daño acumulado por fatiga para cada junta tubular debido a las cargas producidas por el oleaje actuando en las ocho direcciones, es necesario combinar adecuadamente la función de transferencia “Wave Response” para cierta dirección (0°, 45°, 90°, 135°, 180°, 225°, 270°, 315°) del modelo topológico con su respectiva frecuencia de oleaje para las direcciones indicada en la norma NRF-003-PEMEX-2000 (ESTE, NORESTE, NORTE, NOROESTE, OESTE, SUROESTE, SUR, SURESTE); para ellos se usa el módulo de SACS “Fatigue Damage”. Debido a la orientación que tiene el Sea Pony Kab-101 con respecto al norte geográfico, se emplearon las combinaciones para el cálculo del daño acumulado indicadas en la tabla 2.14 y figura 2.20.

Tabla 2.14.- Combinaciones para el cálculo del daño por fatiga en juntas.

FUNCIÓN DE TRANSFERENCIA (WAVE RESPONSE)

DIRECCIÓN DE OLEAJE (NRF-003-PEMEX-2000)

0° Noreste 45° Norte 90° Noroeste

135° Oeste 180° Suroeste 225° Sur 270° Sureste 315° Este

(WR 0°)

(WR 45°)

(WR 90°)

(WR 135°)

(WR 180°)

(WR 225°)

(WR 270°)(WR 315°)

WR = Función de transferencia “Wave Response” para cada dirección de análisis (con respecto al modelo topológico.

Figura 2.20.- Direcciones utilizadas para el análisis por fatiga.






2.7.- AÑOS DE VIDA ÚTIL DE JUNTAS De los resultados obtenidos, con el programa de análisis estructural SACS y tomando en cuenta la estructuración correspondiente a los planos y al reporte de inspección, así como las recomendaciones establecidas en la norma de referencia NRF-0003-PEMEX-200 Diseño y evaluación de plataformas marina fijas en la sonda de Campeche y en el API RP-2A-WSD edición 20 American Petroleum Institute, “Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms-Work Stress Design, se encontró que la vida útil de todas las juntas que conforman la plataforma, se encuentra por arriba de los 20 años (incluido el factor de seguridad de 2), siendo los menores de 44.25 años para la junta 4 y de 44.59 años para la junta 5. SACS Release 5.1 INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO PLATAFORMA RECUPERADORA DE POZOS SEAPONY KAB-101 * * * M E M B E R F A T I G U E R E P O R T * * * (DAMAGE ORDER) ORIGINAL CHORD REQUIRED JOINT MEMBER GRUP TYPE OD WT JNT MEM LEN. GAP * STRESS CONC. FACTORS * FATIGUE RESULTS OD WT ID ID (CM) (CM) TYP TYP (M ) (CM) AX-CR AX-SD IN-PL OU-PL DAMAGE LOC SVC LIFE (CM) (CM) 4 5- 4 12A TUB 32.38 0.952 Y BRC 13.52 0.00 1.37 4.18 4.16 7.64 .4519933 TL 44.24844 5 5- 4 12A TUB 32.38 0.952 Y BRC 13.52 0.00 1.37 4.18 4.16 7.64 .4484863 TR 44.59445

Dichas Juntas (4,5) se encuentran ubicadas en la subestructura como se muestra a continuación:

Figura 2.21.- Ubicación de las juntas 4 y 5.

SUBESTRUCTURA

AÑOS

DE

VIDA

UTIL

= 44

.25

AÑOS

DE

VIDA

UTIL

= 44

.59ELEV. -12.00

m.

SEA PONY KAB-101ANALISIS DE FATIGA DE LA PLATAFORMA

EJE C

EJE

BEJE A




AV-F.32065-1815-31-REP-REV.0 REPORTE FATIGA AV. PERIFÉRICA NORTE # 75 ESQ. CON CALLE 35 B, COL. SAN AGUSTÍN DEL PALMAR, C. P. 24118, CD. DEL CARMEN, CAMP. TELMEX : (01938) 120-49 MICRO 293-49. FAX: (01938) 120-42 MICRO 293-77

2.71

2.8.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Los resultados obtenidos de los análisis realizados, con el programa SACS tomando en cuenta la estructuración correspondiente y aplicando las recomendaciones establecidas por la norma NRF-003-PEMEX-2000 (Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas Fijas en la Sonda de Campeche) y en el API-RP-2A-WSD (American Petroleum Institute, “Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms –Working Stress Design), indicaron que después de haber realizado el análisis de fatiga espectral, se encontró lo siguiente: No se presentan problemas con respecto a los años de vida útil de todas las juntas que conforman la plataforma, encontrándose que los menores años de vida útil se encuentran en la junta 4 siendo de 44.25 años, de la junta 5 a la junta 4, del elemento 5-4; y en la junta 5 de 44.59 años, de la junta 5 a la junta 4, del elemento 5-4, incluyendo para ambos casos el factor de seguridad F.S.=2. Ambas juntas se encuentran localizadas en la elevación -12.00 m., siendo el elemento 5-4 de sección tubular de 12 pulgadas (32.38 cm.) de diámetro y 0.952 cm. de espesor, correspondiente al grupo 12A del modelo estructural en SACS. Las juntas arriba mencionadas se cotejaron con el último reporte de inspección (del 2002) y no se encontraron grietas ni daños mecánicos, sin embargo, se recomienda se incluyan estas juntas en futuras inspecciones detalladas con la finalidad de monitorearlas y llevar un control sobre las mismas.

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