146011608 5 tecnologia de la perforacion de aguas profundas

Í N D I C E

ÍNDICE RESUMEN EJECUTIVO INTRODUCCIÓN 1. TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN EN TIRANTES DE AGUAS PROFUNDAS

1.1 DIFERENTES TIPOS DE PLATAFORMAS DE PERFORACIÓN 1.1.1 UNIDADES FIJAS DE PERFORACIÓN 1.1.2 UNIDADES MÓVILES DE PERFORACIÓN 1.1.3 UNIDADES DE PERFORACIÓN SUMERGIBLES 1.1.4 UNIDADES AUTOELEVABLES

1.2 PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES CON SISTEMA DE ANCLAJE 1.2.1 UNIDADES DE PERFORACIÓN SEMISUMERGIBLES 1.2.2 BARCOS DE PERFORACIÓN

1.3 PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES DE POSICIONAMIENTO DINÁMICO 1.3.1 UNIDADES DE POSICIONAMIENTO DINÁMICO 1.3.2 ELEMENTOS DE POSICIONAMIENTO 1.3.3 PLATAFORMAS DE PATAS TENSIONADAS 1.3.4 PLATAFORMAS DE MÁSTIL TIPO BOYA (SPAR BUOYS)

1.4 PARÁMETROS OCEANOGRÁFICOS A CONSIDERAR PARA LA SELECCIÓN DE PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES 1.4.1 CORRIENTES OCEÁNICAS 1.4.2 PARÁMETROS OCEANOGRÁFICOS 1.4.3 MAREAS 1.4.4 FORMACIÓN DE LAS OLAS 1.4.5 VIENTOS 1.4.6 CONDICIONES PELIGROSAS DEL TIEMPO 1.4.7 ASPECTOS ENERGÉTICOS 1.4.8 PRINCIPIOS ENERGÉTICOS DE LOS SISTEMAS DE AMARRE

1.5 SISTEMAS DE CABEZALES SUBMARINOS 1.5.1 INTRODUCCIÓN 1.5.2 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE CABEZALES SUBMARINOS 1.5.3 SISTEMAS COOPER CAMERON 1.5.4 SISTEMAS ABB VETCO GRAY 1.5.5 SISTEMA FMC 1.5.6 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN

1.6 PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DE POZOS SUBMARINOS 1.6.1 DATOS REQUERIDOS PARA PLANEAR LA PERFORACIÓN 1.6.2 DETERMINACIÓN DE LAS PRESIONES DE SOBRECARGA Y

FORMACIÓN 1.6.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE FRACTURA PARA POZOS EN

AGUAS PROFUNDAS 1.6.4 ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO EN TIRANTES

DE AGUAS PROFUNDAS 1.6.5 RESTO DEL PROCEDIMIENTO DE PLANEACIÓN

1.7 EQUIPO Y HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONALES

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Í N D I C E

1.7.1 SISTEMA COMPENSADOR DE MOVIMIENTOS 1.7.2 SISTEMA DE RISER MARINO 1.7.3 SISTEMA TENSIONADOR DEL RISER MARINO 1.7.4 SISTEMA TENSIONADOR DE LAS LÍNEAS GUÍA 1.7.5 HERRAMIENTAS ESPECIALES DE INSTALACIÓN

1.8 CEMENTACIÓN DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS 1.8.1 FLUJOS SOMEROS DE AGUA EN POZOS DE AGUAS PROFUNDAS 1.8.2 RETOS 1.8.3 TIEMPO DE TRANSICIÓN 1.8.4 MEJORES CEMENTOS 1.8.5 USO DE NITRÓGENO 1.8.6 CONDICIONES DE FRÍO 1.8.7 CONSOLIDACIÓN DE LA FORMACIÓN

1.9 CONTROL DE BROTES EN AGUAS PROFUNDAS 1.9.1 INTRODUCCIÓN 1.9.2 RIESGOS Y ESCENARIOS 1.9.3 BROTE CON PARTE DE LA SARTA DE PERFORACIÓN COMO

PESCADO 1.9.4 BROTE CON LA SARTA DE PERFORACIÓN COLGADA EN EL EQUIPO 1.9.5 BROTE CON TUBERÍA DE PERFORACIÓN CORTADA EN EL

CONJUNTO DE PREVENTORES 1.9.6 BROTE DURANTE LA PERFORACIÓN

1.10 TÉCNICAS ALTERNAS DE PERFORACIÓN 2. SISTEMAS DE CONTROL DE POZOS SUBMARINOS

2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL

2.1.1 SISTEMA HIDRÁULICO DIRECTO 2.1.2 SISTEMA HIDRÁULICO CON VÁLVULAS PILOTO 2.1.3 SISTEMA HIDRÁULICO SECUENCIAL 2.1.4 SISTEMA ELECTROHIDRÁULICO 2.1.5 SISTEMA ELECTROHIDRÁULICO MULTIPLEXADO

2.2 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE CONTROL 2.2.1 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE CONTROL HIDRÁULICO 2.2.2 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE CONTROL

ELECTROHIDRÁULICO 2.2.3 COMPONENTES SUBMARINOS CRÍTICOS 2.2.4 MATERIALES 2.2.5 FLUIDOS DE CONTROL HIDRÁULICO

2.3 OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL 2.3.1 INSTALACIÓN Y ARRANQUE DEL SISTEMA DE CONTROL

HIDRÁULICO 2.3.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE CONTROL

ELECTROHIDRÁULICO 2.3.3 OPERACIÓN DE LOS PODS DE CONTROL 2.3.4 RECOMENDACIONES PARA EL FLUIDO DE OPERACIÓN 2.3.5 CONFIABILIDAD DE UN SISTEMA DE CONTROL

2.4 ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE CONTROL 2.4.1 DISTANCIA ENTRE EMISOR Y RECEPTOR

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Í N D I C E

2.4.2 NÚMERO DE APLICACIONES DEL SISTEMA 2.4.3 CONFIABILIDAD DEL SISTEMA 2.4.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA 2.4.5 COMPARACIÓN ENTRE LOS COMPONENTES DE LOS SISTEMAS

3. RISERS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN 3.1 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DE LOS RISERS

3.1.1 INTRODUCCIÓN 3.1.2 SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN 3.1.3 COMPONENTES DEL SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN 3.1.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN 3.1.5 SISTEMAS DE RISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN 3.1.6 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE RISER DE TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN 3.1.7 CLASIFICACIÓN DE LOS RISERS DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN 3.1.8 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE RISER DE TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN 3.2 CÁLCULO DEL ESTADO DE ESFUERZOS PRESENTES EN EL RISER

3.2.1 INTRODUCCIÓN 3.2.2 TEORÍAS DEL ANÁLISIS DE LOS RISERS 3.2.3 TEORÍAS DE LA FATIGA

3.3 DISEÑO Y SELECCIÓN DE RISERS 3.3.1 DISEÑO Y SELECCIÓN DE UN RISER DE PERFORACIÓN 3.3.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE UN RISER DE TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN 3.4 ANÁLISIS COMPARATIVO DE RISERS

3.4.1 ANÁLISIS COMPARATIVO DE RISERS DE PERFORACIÓN 3.4.2 ANÁLISIS COMPARATIVO DE RISERS DE TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN 3.5 INTERRELACIÓN ENTRE EL RISER Y EL SISTEMA COMPENSADOR DE

MOVIMIENTOS 3.5.1 INTRODUCCIÓN 3.5.2 SISTEMA TENSIONADOR 3.5.3 SISTEMA COMPENSADOR DE MOVIMIENTO

4. TECNOLOGÍA DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN EN TIRANTES DE AGUAS

PROFUNDAS

4.1 ANÁLISIS DE ÁRBOLES SUBMARINOS 4.1.1 TIPOS DE ÁRBOLES SUBMARINOS 4.1.2 COMPONENTES DE LOS ÁRBOLES SUBMARINOS 4.1.3 OPERACIÓN DE LOS ÁRBOLES SUBMARINOS

4.2 FABRICANTES, ESTADÍSTICA DE INSTALACIONES DE ÁRBOLES SUBMARINOS 4.2.1 FABRICANTES DE ÁRBOLES SUBMARINOS 4.2.2 ESTADÍSTICAS DE INSTALACIONES 4.2.3 PROYECTOS PRESENTES Y FUTUROS

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Í N D I C E

4.3 TERMINACIONES CON ÁRBOLES SUBMARINOS 4.3.1 TECNOLOGÍA DE TERMINACIÓN DE POZOS SUBMARINOS 4.3.2 TIPOS DE TERMINACIÓN SUBMARINAS 4.3.3 TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS SUBMARINOS

4.4 TERMINACIONES CON TIE-BACK Y SISTEMA DE SUSPENSIÓN MUDLINE 4.4.1 SISTEMA TIE-BACK Y SUS COMPONENTES 4.4.2 SISTEMA COOPER CAMERON 4.4.3 SISTEMAS ABB VETCO GRAY 4.4.4 SISTEMAS KVAERNER NATIONAL 4.4.5 SISTEMAS FMC

4.5 TERMINACIONES DE FONDO PARA POZOS SUBMARINOS 4.5.1 INTRODUCCIÓN 4.5.2 EQUIPO DE FONDO 4.5.3 SISTEMA DE COLGADORES DE TUBERÍA 4.5.4 ÁRBOL

5. SISTEMAS DE COLGADORES DE TUBERÍA

5.1 INTRODUCCIÓN 5.2 INTERFASE CON EL CABEZAL SUBMARINO

5.2.1 CABEZAL PARA SISTEMA DE SUSPENSIÓN MUDLINE 5.2.2 CABEZAL SUBMARINO 5.2.3 BOLA ADAPTADORA DE TERMINACIÓN 5.2.4 CARRETE PARA COLGADOR DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 5.2.5 CABEZAL ESPECIAL

5.3 CONFIGURACIÓN 5.3.1 COLGADORES DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN DE AGUJEROS

PARALELOS 5.3.2 COLGADORES DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN CONCENTRICOS

5.4 AGUJEROS DIVERSOS 5.4.1 AGUJERO(S) DE PRODUCCIÓN 5.4.2 AGUJERO DEL ESPACIO ANULAR 5.4.3 INYECCIÓN DE PRODUCTOS QUÍMICOS 5.4.4 VÁLVULAS DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIALES CONTROLADAS

DESDE LA SUPERFICIE, SCSSV (VÁLVULAS DE TORMENTA) 5.4.5 TRANSDUCTORES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA 5.4.6 EQUIPO DE BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO

5.5 MÉTODO DE ORIENTACIÓN 5.5.1 CARRETE DE ORIENTACIÓN CON PERNO Y CAMISA ORIENTADORA

PARA PREVENTORES 5.5.2 CONECTOR RANURADO EN EL CONJUNTO DE PREVENTORES 5.5.3 CARRETE PARA COLGADOR DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 5.5.4 JUNTAS DE EXTENSIÓN CON HÉLICE DE ORIENTACIÓN DE UNA

SOLA ETAPA 5.5.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN 5.5.6 PERNO DE ORIENTACIÓN DEL CONJUNTO DE PREVENTORES

5.6 MÉTODO DE INSTALACIÓN 5.6.1 INSTALACIÓN MECÁNICA 5.6.2 INSTALACIÓN HIDRÁULICA

Índice - 4

Í N D I C E

5.7 HERRAMIENTAS DE INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DEL SISTEMA DE COLGADOR DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 5.7.1 HERRAMIENTA INSTALADORA DEL SISTEMA DE COLGADOR DE

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 5.7.2 HERRAMIENTA DE IMPRESIÓN DE PLOMO 5.7.3 HERRAMIENTA DE COMPROBACIÓN DE ELEVACIÓN Y

ORIENTACIÓN 5.7.4 HERRAMIENTA DE LAVADO A PRESIÓN 5.7.5 HERRAMIENTA DE PRUEBA Y MANEJO 5.7.6 BOLA DE COLGADORA

5.8 TIPOS DE SELLO 5.8.1 SELLO ELASTOMÉRICO 5.8.2 SELLO METAL A METAL 5.8.3 SELLO ELASTOMÉRICO/METAL A METAL 5.8.4 NÚMERO Y UBICACIÓN DE LOS SELLOS

5.9 OPCIONES ESPECIALES 5.9.1 PUERTO DE PRUEBA DEL SELLO ANULAR 5.9.2 DISPOSITIVO ANTIROTACIÓN 5.9.3 BARRERAS PARA LOS PUERTOS DE CONTROL 5.9.4 MATERIALES ESPECIALES

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Índice - 5

R E S U M E N E J E C U T I V O

RESUMEN EJECUTIVO

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1. TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN EN TIRANTES DE

AGUAS PROFUNDAS 1.1 DIFERENTES TIPOS DE PLATAFORMAS DE PERFORACIÓN Aunque un equipo de perforación se puede encontrar en prácticamente cualquier sistema flotante, los principales son:

Unidades Fijas de Perforación Unidades Móviles de Perforación Unidades de Perforación Sumergibles Unidades Autoelevables

1.1.1 UNIDADES FIJAS DE PERFORACIÓN El desarrollo marino de la perforación, se puede realizar a través de plataformas fijas. La penetración del subsuelo se lleva a cabo en un tirante de hasta 100 m. Estos equipos pueden perforar en promedio 12 pozos. Algunas plataformas son autosuficientes y pueden albergar todos sus componentes, otras sin embargo requieren utilizar un barco de apoyo. 1.1.2 UNIDADES MÓVILES DE PERFORACIÓN Hay cinco tipos básicos de unidades de perforación móviles marinas y son las siguientes: sumergible, autoelevable, semisumergible, barcos de perforación y plataformas de patas tensionadas. La selección se hace de acuerdo a la profundidad del pozo, el tirante de agua, la capacidad del equipo y la disponibilidad de los equipos y los costos de movilización. 1.1.3 UNIDADES DE PERFORACIÓN SUMERGIBLES Las unidades de perforación sumergibles evolucionaron de las barcazas para pantano. Este tipo de unidades es usado en aguas someras, tales como ríos y bahías. Las barcazas operan en tirantes de agua entre 3 y 6 m. La sumergible tiene dos cascos. El casco superior esta equipado con un compartimento dividido en secciones. El casco inferior es el área de remolque y la base para la perforación. 1.1.4 UNIDADES AUTOELEVABLES Las unidades autoelevables se usan en tirantes de agua de hasta 90 m. Se considera la profundidad y condiciones del medio ambiente, tipo y densidad del suelo marino, profundidad del pozo y la necesidad de movimiento en un tiempo mínimo. El criterio de diseño de esta unidad considera una altura de las olas

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dentro del rango de 6 a 9 m, con vientos superiores a 120 kph. Los diseños pueden ser con patas independientes o soportadas por plantilla. También pueden ser autopropulsadas o sin propulsión. 1.2 PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES CON SISTEMA DE

ANCLAJE 1.2.1 UNIDADES DE PERFORACIÓN SEMISUMERGIBLES Están diseñadas para la operación en aguas superiores a los 500 m. Están sujetas a condiciones marinas severas y altos vientos. Constan de tres o cuatro patas en cada costado unidas en su parte inferior por pontones, los cuales almacenan agua de mar en su interior, permitiéndole la inmersión. La unidad se sujeta por medio de anclas al fondo marino. 1.2.2 BARCOS DE PERFORACIÓN Cuenta con un sistema de anclaje monitoreado por un sistema de control, que permite que el barco permanezca estable. Es utilizado en aguas de más de 350 m. Tienen mayor movilidad que todas las unidades de perforación, pero el peso es el mayor problema. Los barcos de perforación son equipos versátiles pero solo pueden ser considerados para su uso en áreas de pequeñas alturas de olas y bajas velocidades de vientos. 1.3 PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES DE POSICIONAMIENTO

DINÁMICO 1.3.1 UNIDADES DE POSICIONAMIENTO DINÁMICO El posicionamiento dinámico es una técnica de mantenimiento de la posición basado en propulsores controlados por computadora. Un emisor ubicado en el fondo marino envía una señal a un satélite y este a su vez la retransmite a la computadora ubicada en la plataforma, teniendo en cuenta las fuerzas del viento, olas y corrientes marinas tendientes a mover la embarcación. A mayor profundidad, el posicionamiento dinámico es más fácil. 1.3.2 ELEMENTOS DE POSICIONAMIENTO El medidor de posición con respecto a la boca del pozo permite tener un control de respuesta o determinación del correcto empuje hasta la posición deseada. El sistema de posicionamiento dinámico es empleado en plataformas

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semisumergibles y barcos perforadores para poder operar en tirantes de agua de 2,000 m o más. 1.3.3 PLATAFORMAS DE PATAS TENSIONADAS Las plataformas de patas tensionadas ó TLP´s, se han desarrollado para generar el potencial económico de los nuevos descubrimientos en campos de aguas profundas. Se emplea para la perforación en aguas con un tirante mayor de 600 m. Está sujeta mediante cables de ancla fijados en el fondo marino y se mantiene en la superficie mediante columnas flotantes. 1.3.4 PLATAFORMAS DE MÁSTIL TIPO BOYA (SPAR BUOYS) La tecnología de las plataformas de mástil tipo boya o Spar buoys es relativamente nueva en cuanto a la aplicación en desarrollo de campos en aguas profundas. Aunque a la fecha todavía se están realizando investigaciones acerca de la dinámica de los sistemas anclados, de la hidrodinámica del oleaje de superficie, del comportamiento de los Spar buoys, de la interacción entre risers adyacentes, del comportamiento entre componentes en ambiente marinos, de la caracterización de suelos marinos, del comportamiento de cimentaciones, de la soldadura homopolar y de la dinámica de olas no lineales, el panorama es todavía muy vasto y falta mucho por desarrollar y obtener la mejor tecnología de explotación de campos en aguas profundas al mejor costo posible. 1.4 PARÁMETROS OCEANOGRÁFICOS A CONSIDERAR PARA

LA SELECCIÓN DE PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES Los parámetros oceanográficos más importantes a considerar incluyen las características de las corrientes oceánicas, masas de agua, densidad y temperatura, mareas, formación de las olas, vientos, condiciones peligrosas del tiempo y los aspectos energéticos. 1.5 SISTEMAS DE CABEZALES SUBMARINOS 1.5.1 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE CABEZALES SUBMARINOS Los componentes de los cabezales que se utilizan en perforación y terminación de pozos en aguas profundas han evolucionado a partir de aquellos utilizados en tierra, para su aplicación como equipo submarino. Los componentes de los cabezales submarinos son:

Interfase Cabezal-Colgador de Tubería de Producción Conjunto de Sellos Anulares Tipo Metal a Metal

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Sistema Avanzado de Sellado Metal a Metal Tipos de Conjuntos de Sello Sistema de Colgador Opcional Base Guía Permanente

1.5.2 SISTEMAS COOPER CAMERON

Sistema STC-10, de 10,000 psi Sistema STM-15, de 15,000 psi y sellos metal a metal

1.5.3 SISTEMAS ABB VETCO GRAY

Sistema SG-5, de 10-15,000 psi, sellos metal a metal y tres o cuatro colgadores Sistema SG-5XP, de 10-15,000 psi, sellos metal a metal y cuatro

colgadores Sistema MS-700, de 15,000 psi, sellos metal a metal tecnología MS-1

1.5.4 SISTEMA FMC

UWD-15, de 15,000 psi con sellos metal a metal 1.5.5 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Generalmente se utiliza la tubería de perforación como medio de instalación mecánica del cabezal al lecho marino. Sin embargo, también se indica el uso de equipos y herramientas especiales, operadas en un solo viaje. Este procedimiento facilita las operaciones de instalación, sello y prueba de los equipos. La operación del mecanismo hidráulico de anclaje del cabezal de 18 3/4” es más fácil que el mecanismo por rotación. Una herramienta hidráulica tiene las siguientes ventajas:

3 No se requiere trabajar o rotar la sarta de perforación. 3 No se requieren mangueras hidráulicas externas para la operación de la

herramienta. 3 Cuenta con un sistema mecánico manual. 3 Es intercambiable por un mecanismo de anclaje por rotación.

El mecanismo por rotación solo actúa en sistemas de cabezales en tirantes de aguas poco profundas, en tanto que para aguas más profundas es riguroso el uso de herramientas activadas hidráulicamente, aún cuando se puede emplear el mismo sistema de cabezal. El límite de esta profundidad somera varía entre 40 y 60 metros.

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La operación de los cabezales requiere de las siguientes herramientas instaladoras y de prueba: Herramienta Instaladora del Cabezal de 18 ¾” Herramienta de Prueba del Conjunto de Preventores Colgadores y Herramientas Instaladoras de los Colgadores y de los

Conjuntos de Sellos Luego se realizan las siguientes operaciones: Asentamiento, Activación y Prueba del Conjunto de Sellos y del

Colgador 1. Colocación del conjunto de sellos en el colgador de la tubería de

revestimiento. 2. Peso de asentamiento y sello bajo presión. 3. Asentamiento hidráulico, totalmente asegurado y precargado. Instalación del Buje de desgaste Recuperación del Buje de Desgaste Recuperación del Conjunto de Sellos

1.6 PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DE POZOS

SUBMARINOS La planeación de un pozo submarino es muy similar a la planeación de un pozo en tierra. Sin embargo, existen diferencias sustanciales entre ambos casos. La planeación de un pozo es un proceso ordenado que requiere que algunos aspectos sean desarrollados antes de diseñar otros. La principal consideración es la economía. Por lo tanto, la estimación y control del costo es un requisito importante. La optimización exige el mayor beneficio técnico al menor costo posible. El proceso de planeación de un pozo incluye las siguientes etapas:

Recopilación de Información Determinación de las Presiones de Formación y de Fractura Determinación de las Profundidades de Asentamiento de las Tuberías de

Revestimiento Determinación de la Geometría del Pozo Planeación de la Terminación Diseño y Selección del Fluido de Perforación Selección de Barrenas Diseño de Tuberías de Revestimiento Diseño de la Cementación de las Tuberías de Revestimiento Diseño de Sartas de Perforación Selección del Equipo de Perforación

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Estimación de Costos y Control del Proyecto 1.6.1 DATOS REQUERIDOS PARA PLANEAR LA PERFORACIÓN Una vez seleccionada la localización a perforar, se tendrá que proceder a recopilar toda la información útil posible para el pozo en cuestión. Primero se deben establecer los objetivos geológicos del pozo de interés. Una vez establecidos se debe recopilar la información de los pozos vecinos. Por otro lado, se requiere información adicional para el caso de los pozos submarinos. Dicha información incluye el tirante de agua, las condiciones del lecho marino, la profundidad del objetivo con respecto al fondo marino, el tipo de plataforma a utilizar y los parámetros oceanográficos y climatológicos 1.6.2 DETERMINACIÓN DE LAS PRESIÓNES DE SOBRECARGA Y

FORMACIÓN La presión de sobrecarga es la presión originada por el peso de las rocas suprayacentes a una cierta profundidad de interés y se calcula a partir de la densidad combinada de la matriz rocosa y de los fluidos contenidos en los espacios porosos. Para la zona del terciario de la zona continental del Golfo de México la sobrecarga es igual a 0.231 Kg/cm2/m [1 psi/pie]. Para el área marina de la Sonda de Campeche vale 0.224 Kg/cm2/m [0.969 psi/pie]. En el caso de pozos perforados en aguas profundas la presión de sobrecarga deberá incluir la longitud del colchón de aire, el tirante de agua y la profundidad de los sedimentos de interés, además de sus respectivas densidades. Por otro lado, la presión de formación o presión de poro es aquella a la que se encuentran confinados los fluidos dentro de la formación. Algunas investigaciones realizadas por Mouchet y Mitchell en 1989 y por Yoshida y otros en 1996, concluyeron que las ecuaciones de Eaton para la predicción de la presión de formación son las más ampliamente utilizadas. En el caso de los pozos submarinos, todos estos riesgos se amplifican, dadas las condiciones de seguridad extrema que debe tenerse en el manejo y control del pozo. Los factores que afectan directamente a la evaluación correcta y precisa de los gradientes de formación y de fractura son el tirante de agua y la posibilidad de que la formación productora a desarrollar sea de tipo marginal. 1.6.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE FRACTURA PARA POZOS EN

AGUAS PROFUNDAS La presión de fractura es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. La resistencia de una formación a ser fracturada depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que está sometida. El valor del gradiente de fractura depende de

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tres variables: el gradiente de sobrecarga, el gradiente de presión de poro o formación y la relación entre el esfuerzo matricial horizontal y el esfuerzo vertical y se calcula con la ecuación de Ben Eaton. Cuando se consideran gradientes de fractura en pozos en aguas profundas, el gradiente de sobrecarga es una función del tirante de agua y de la densidad de las rocas. En la realidad, el tirante de agua puede llegar a ser mayor que la profundidad del yacimiento con respecto al fondo marino. Por esta razón, el gradiente aparente se verá disminuido. Desde el punto de vista operativo, una reducción en el gradiente de fractura tiende a incrementar los problemas por pérdidas de circulación, reventones, pegaduras de tuberías, inestabilidad del agujero y costos excesivos. 1.6.4 ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO EN TIRANTES DE

AGUAS PROFUNDAS Las unidades flotantes actuales son capaces de perforar en tirantes de agua de más de 2,000 m. Para tirantes grandes, aún queda por resolver el diseño del pozo en sí. Una de los mayores problemas es determinar la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento. Los factores clave en la determinación de las profundidades de asentamiento de tuberías de revestimiento en pozos en aguas profundas son:

• Gradientes de presión de sobrecarga de la formación, del tirante de agua y hasta del tirante de aire arriba del nivel del mar.

• Valores promedio de los esfuerzos matriciales de la formación, expresados en términos de la relación de Poisson o del coeficiente de Mathews y Kelly.

• Presión de formación y densidades de fluido asociadas. • Gradiente de presión de fractura de la formación. • Márgenes aceptables para control de brotes y prevenir pérdidas de

circulación, usualmente entre 0.5 y 1.0 lb/gal (0.06 y 0.12 1.4 g/cm3). Los gradientes de fractura son considerablemente menores en el ambiente marino debido a que el agua de mar reduce considerablemente el promedio de la densidad de sobrecarga. La Tabla 1 muestra el efecto del tirante de agua sobre el gradiente de fractura.

TABLA 1 EFECTO DEL TIRANTE DE AGUA SOBRE EL GRADIENTE DE FRACTURA

GRADIENTE DE FRACTURA, lb/gal (g/cm3) PROFUNDIDAD VERTICAL DEL

INTERVALO, pies (m) POZO EN TIERRA

TIRANTE DE 5,000 PIES (1,524 m)

TIRANTE DE 9,000 PIES (2,743 m)

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2,000 (609) 14.0 (1.68) 10.0 (1.2) 9.5 (1.14) 8,000 (2,438) 17.5 (2.10) 14.0 (1.68) 12.5 (1.50)

Las opciones que se tienen cuando el tirante de agua es mayor son:

3 Uso de más sartas de tuberías de revestimiento. 3 Conjuntos de preventores y risers de mayor capacidad. 3 Uso de doble tren de preventores. 3 Uso de tuberías de revestimiento expandible (correr dos sartas del

mismo diámetro). 3 Uso de un sistema de doble densidad mediante la reducción de la

densidad del fluido de perforación arriba del fondo marino. 1.7 EQUIPO Y HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN NO

CONVENCIONALES Existen diversos equipos y herramientas de perforación que por su uso se consideran no convencionales. Se define como no convencionales a aquellas que no se utilizan regularmente en la perforación tradicional. El equipo y herramientas no convencionales son:

El Sistema Compensador de Movimientos Sistema de Riser Marino Sistema Tensionador del Riser marino Sistema Tensionador de las Líneas Guía Herramientas Especiales de Instalación

1.8 CEMENTACIÓN DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS Los flujos de agua somera es un problema reciente que ha sorprendido a los operadores de perforación de pozos en aguas profundas. El problema consiste en la presencia de arenas no consolidadas y altamente permeables, entre los 100 y 1,650 m debajo del fondo marino, las cuales están lo suficientemente geopresionadas para forzar el agua y la arena dentro de los pozos que están a menor presión. Tales flujos han sido reportados en aguas profundas en el Golfo de México (más de 650 m), en el oeste de África, en el sureste de Asia y el oeste de las Islas Shetland. Cuando se coloca el cemento, pasa de una lechada líquida a un estado de endurecimiento, medido en términos de resistencia a la compresión. Durante este tiempo, el cemento existe como un gel acompañado de una pérdida de volumen y de presión hidrostática contra la formación.

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Después de la cementación, el proceso de endurecimiento del cemento se complica debido a que en aguas profundas los cambios de temperatura de la lechada de cemento son variables entre la superficie y su destino final. En presencia de una formación geopresionada, todo el trabajo de cementación se puede llegar a perder debido a la afluencia de agua y arena durante el tiempo extendido de exposición a una presión hidrostática baja. En pozos en tierra, el nitrógeno se ha mezclado con las lechadas de cemento durante muchos años para crear cementos de baja densidad para después colocarlos a través de zonas agotadas o depresionadas, de alta permeabilidad. El gas inyectado durante el bombeo, reduce la densidad de la lechada sin reducir la resistencia a la compresión final del cemento ya colocado. Las temperaturas en el pozo “Baja”, localizado en el Golfo de México, fueron de 2 a 3 °C [36 a 38 °F] en el fondo, no muy diferente de los 1,200 m de agua. Aún a esa temperatura, la espuma se ha comportado mejor. Eso es lo que se utilizó en 2,300 m de tirante de agua en el pozo “Baja”, perforado en los límites de las aguas territoriales mexicanas por las compañía Shell, Chevron, Mobil, Exxon y Texaco. 1.9 CONTROL DE BROTES EN AGUAS PROFUNDAS A la fecha, la industria petrolera mundial no ha experimentado ningún brote en aguas muy profundas. Con gastos de aceite de más de 13,000 bpd y planes para gastos de pozos individuales cercanos a los 30,000 bpd, las consecuencias de un brote en aguas profundas serían severas. La exploración actual está encaminada a tirantes de agua arriba de los 2,300 m. Por esto resulta interesante conocer cómo se puede prevenir el riesgo de un brote y los diferentes escenarios en que este puede ocurrir. 1.9.1 RIESGOS Y ESCENARIOS Algunos de los diferentes escenarios en los que se puede presentar un brote en pozos en aguas muy profundas, basados en casos reales, son los siguientes:

7 Brote con parte de la sarta de perforación como pescado 7 Brote con la sarta de perforación colgada en el equipo 7 Brote con tubería de perforación cortada en el conjunto de preventores 7 Brote durante la perforación

1.9.2 BROTE CON PARTE DE LA SARTA DE PERFORACIÓN COMO

PESCADO

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Un brote por encima de la barrena, generado en la parte inferior, durante operaciones de pesca, puede resultar en un brote subterráneo. Con la parte superior del pescado dentro de la TR, el flujo puede subir por el interior de la sarta de perforación y luego bajar por el espacio anular hasta la zapata o romper la TR. Esta ha sido una causa muy común de brotes. 1.9.3 BROTE CON LA SARTA DE PERFORACIÓN COLGADA EN EL EQUIPO Durante un brote severo con la tubería de perforación se puede llegar a presentar un brote subterráneo puenteado. En un caso real de brote bajo esas circunstancias, se bombearon 65 m3 [408 bl] de fluido base aceite de 2.09 g/cm3 [17.4 lb/gal] dentro de la tubería de perforación, con cero de presión en la superficie y con el pozo con descontrol subterráneo. 1.9.4 BROTE CON TUBERÍA DE PERFORACIÓN CORTADA EN EL

CONJUNTO DE PREVENTORES Un brote con la tubería de perforación cortada en los preventores puede resultar en otro brote. La tubería puede caer, o aún más, puede estar dentro del conjunto de preventores submarinos. El flujo puede llegar a sostener la sarta de perforación y luego dejarla caer y romper la TR o la zapata. 1.9.5 BROTE DURANTE LA PERFORACIÓN La tubería de perforación es la trayectoria más factible de flujo de un brote mientras se perfora. Basándose en ejemplos de casos sucedidos en el Golfo de México y en tierra, este es el más común de todos los brotes de perforación superficiales. 2. SISTEMAS DE CONTROL DE POZOS SUBMARINOS 2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL Los cinco tipos de sistemas de control utilizados para la operación de los sistemas submarinos son:

3 Hidráulico Directo 3 Hidráulico con Válvulas Piloto 3 Hidráulico Secuencial 3 Electrohidráulico 3 Electrohidráulico Multiplexado

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Los tres primeros de estos sistemas cuentan únicamente con el movimiento de fluido hidráulico para operar los componentes. Los dos restantes utilizan además fluido eléctrico. 2.1.1 SISTEMA HIDRÁULICO DIRECTO El sistema de control hidráulico es el más simple y más confiable en comparación con los otros, aunque utiliza menos componentes para realizar cada una de las funciones submarinas. El accionamiento de un dispositivo en el panel superficial genera la presurización de un fluido que trasmitirá la presión a través de líneas de flujo accionando el impulsor hidráulico submarino. Este sistema se utiliza en aplicaciones donde las distancias para el control son relativamente cortas, usualmente menos de 3,000 m, y donde se requiere un número limitado de funciones para el control submarino. Cuando el número de funciones de control requeridas se incrementa, la complejidad y el costo de las líneas umbilicales también. 2.1.2 SISTEMA HIDRÁULICO CON VÁLVULAS PILOTO Este sistema es conveniente para distancias de alrededor de 4,500 m, donde el fluido hidráulico de control se bombea desde la superficie, a través de la línea umbilical a un pod de control en el árbol. En este sistema, los componentes son activados enviando una señal hidráulica a la válvula piloto, la cual abre y permite que el fluido viaje desde la línea de suministro y de los acumuladores hasta el componente seleccionado. En este sistema a mayor número de funciones, mayor complejidad y a mayor longitud y número de cables umbilicales, el tiempo de respuesta es cada vez mayor, haciéndolo en estos casos poco confiable. 2.1.3 SISTEMA HIDRÁULICO SECUENCIAL El sistema de control hidráulico secuencial tiene acumuladores y válvulas submarinas, pero el tamaño del umbilical se reduce significativamente, con respecto al sistema hidráulico directo. El paquete umbilical está formado por una línea de suministro, una segunda línea y en algunos casos una tercera línea de referencia. Sin embargo, algunas veces la línea de referencia se elimina, desviando la presión suministrada de referencia a la línea de suministro. El principal inconveniente del sistema hidráulico secuencial es que una vez implementado el diseño del equipo, este es fijo y no se pueden realizar cambios en el programa de operación. Este es un problema serio, especialmente cuando se utilizan en sistemas de producción submarina grandes. El sistema también está limitado por el número de combinaciones de válvulas que pueden ser operadas, ya que el número de pasos para incrementar la presión está limitado

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por la máxima presión hidráulica de seguridad y la magnitud del incremento de presión requerido para diferenciar entre un paso y el siguiente. Otra relativa desventaja es su aplicación a profundidades límite de 900 m de tirante de agua. 2.1.4 SISTEMA ELECTROHIDRÁULICO El sistema de control electrohidráulico es similar al sistema de control hidráulico, excepto que en éste sistema, una señal eléctrica es enviada desde la superficie a la válvula solenoide en el fondo marino, la cual suministra presión al piloto hidráulico para las demás válvulas de control submarinas. Una de las principales ventajas que tiene el sistema electrohidráulico es que la señal tarda menos tiempo o casi es instantánea a cualquier profundidad. Por otro lado, los costos del sistema de control electrohidráulico son más elevados comparados con todos los sistemas hidráulicos, cuando se utiliza a profundidades someras, pero a profundidades entre 450 m y 600 m, resulta ser más conveniente su aplicación. El sistema electrohidráulico es un control que tiene el mismo principio que el sistema hidráulico con válvulas piloto, ya que el sistema de control electrohidráulico también requiere un pod y un conjunto de acumuladores. 2.1.5 SISTEMA ELECTROHIDRÁULICO MULTIPLEXADO Es el más usado de los controles electrohidráulicos y es una versión mejorada del sistema electrohidráulico. Es capaz de controlar un gran número de componentes. Los sistemas de control multiplexados son fabricados para trabajar con señales eléctricas, donde la corriente es enviada a los actuadores mediante un conductor, conectado a cada pod de control. Este sistema de control, es capaz de controlar un gran número de componentes rápidamente. Con este sistema de control se tiene un acceso completo y preciso sobre los sistemas submarinos de reparación e intervención involucrados en instalaciones de aguas profundas. El control y los datos que se recaban, se generan por computadora, teniendo comunicación mediante un simple par de líneas. Todo esto incluye alarmas, datos de tendencia y condiciones del equipo submarino. 2.2 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE CONTROL 2.2.1 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE CONTROL HIDRÁULICO Los sistemas de control hidráulico (directo, piloteado y secuencial) se pueden dividir en tres secciones:

3 Equipo superficial localizado en la plataforma

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3 Unidad de Potencia Hidráulica 3 Tablero de Control 3 Banco de Baterías 3 Acumuladores 3 Carretes de Mangueras

3 Equipo intermedio o subsuperficial 3 Conjunto de Mangueras Submarinas 3 Grapas de Fijación

3 Equipo submarino 3 Pod de Control 3 Válvulas 3 Reguladores de Presión 3 Actuadores y Conjunto de Preventores 3 Acumuladores Submarinos

2.2.2 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE CONTROL

ELECTROHIDRÁULICO El equipo instalado en superficie incluye:

3 Cuarto de Control 3 Estación Maestra 3 Unidad de Potencia Hidráulica 3 Carretes de Líneas Umbilicales 3 Unidad de Potencia Eléctrica 3 Líneas Umbilicales

El equipo submarino incluye:

3 Computadora Submarina 3 Suministro de Energía 3 Caja de Empalme Submarina 3 Módulos de Control Submarino

2.2.3 COMPONENTES SUBMARINOS CRÍTICOS Todos los sistemas de control tienen alguno de los siguientes componentes submarinos críticos:

3 Conectores Eléctricos 3 Sensores 3 Mangueras y Paquetes de Mangueras 3 Circuitos Electrónicos

2.2.4 MATERIALES

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Los costos de materiales utilizados en los módulos de control submarinos son irrelevantes cuando se compara con las consecuencias de falla por corrosión. El uso de acero inoxidable de baja corrosión se ha incrementado en los equipos submarinos. Comúnmente se utiliza acero Antimagnético, (monel), especialmente para conexiones hidráulicas y de tuberías, aunque también se ha utilizado el Ferrliumis, el cual es un material que tiene propiedades excepcionales de resistencia a la corrosión. 2.2.5 FLUIDOS DE CONTROL HIDRÁULICO La selección de un fluido de control depende de la configuración del sistema de control, donde el fluido seleccionado puede ser base aceite o base agua. Una ventaja que presenta el utilizar un fluido base agua, es su baja viscosidad, la cual mejora los tiempos de respuesta. Además, debido a que son base agua y biodegradables, pueden ser descargados en el mar, eliminando así la necesidad de utilizar una línea de retorno. Por otra parte, cuando se utiliza un sistema base aceite se requieren cambios mínimos en el fluido, en tanto que cuando se utiliza un fluido base agua continuamente tienen que ser reemplazados. Existen diferentes tipos y mezclas de fluidos de control base agua, como los fluidos con aditivos de glicol que son los más aceptados para los sistemas de control. Estos pueden contener arriba del 50 % de glicol y 5 % de aditivos. 2.3 OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL 2.3.1 INSTALACIÓN Y ARRANQUE DEL SISTEMA DE CONTROL

HIDRÁULICO La operación de los sistemas de control hidráulicos consiste en definir un procedimiento que indique con claridad cuál es la forma de instalar y arrancar dicho sistema. La instalación y arranque del sistema de control, son procedimientos operacionales que requieren realizarse con extremo cuidado, ya que de éstas operaciones depende el éxito o fracaso que tendrá el funcionamiento del sistema de control durante el proceso de perforación. 2.3.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE CONTROL

ELECTROHIDRÁULICO La operación de un sistema de control electrohidráulico consiste en: (1) realizar una serie de funciones de control que realizará el sistema para activar los diferentes componentes actuadores en sentido superficie – pod de control; y (2)

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ejecutar una serie de funciones analógicas que representan el leído de las medidas de presión desde los transductores de presión colocados en los actuadores, hasta el tablero indicador ubicado en superficie. 2.3.3 OPERACIÓN DE LOS PODS DE CONTROL Los pods de control prácticamente se operan en automático desde la superficie y realizan funciones que se solicitan desde superficie a través del sistema de control. Sin embargo, el reemplazo del pod de control se realiza utilizando una herramienta instaladora y requiere dos viajes, uno para remover el equipo dañado y otro para instalar el equipo que lo reemplazará. El reemplazo del pod de control toma únicamente de 30 minutos a una hora, más el viaje al lugar de trabajo y el tiempo que se tarda en la cubierta para examinar el pod viejo antes de instalar el pod nuevo. 2.3.4 CONFIABILIDAD DE UN SISTEMA DE CONTROL Con base en el desarrollo de nueva tecnología y al estado del arte, el sistema de control puede ser utilizado en forma segura y confiable durante la vida del sistema, la cual se considera entre 10 y 30 años, dependiendo del tipo de sistema que se utilice. Sin embargo, para lograr la completa confiabilidad del sistema, no solo se requiere conocer cuales son los componentes que están más expuestos a probables fallas, sino que se requiere que constantemente se desarrollen nuevos equipos que proporcionen mayor seguridad al sistema. 2.4 ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE CONTROL La comparación entre los sistemas de control se puede realizar con base en los siguientes parámetros:

Distancia entre emisor y receptor Número de unidades a controlar Confiabilidad del sistema Economía Componentes principales de los sistemas

La Tabla 2.5 de la página 2-54 muestra una mejor idea de las características y comparación de los diferentes tipos de sistemas de control. Adicionalmente, la comparación entre los sistemas de control hidráulico (directo, piloteado y secuencial) y los sistemas de control electrohidráulico (electrohidráulico y multiplexado).incluye los siguientes elementos o componentes:

Unidad de Bombeo Hidráulico El Umbilical y Carrete Unidad Central de Control

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Caja de Unión Multiplexada El pod de Control Electrohidráulico Conexiones Hidráulicas Multilínea

3. RISERS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN 3.1 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DE LOS RISERS 3.1.1 SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN El riser marino o riser de perforación es la tubería ascendente que proporciona un conducto para operar la tubería de perforación y demás herramientas al interior del pozo y evitar la comunicación de los fluidos del pozo con el medio marino. Un riser marino debe ser diseñado de tal forma que resista con seguridad los efectos del medio ambiente y operacionales. Las olas, mareas y fuertes corrientes que actúan en el riser crean fuerzas significativas y algunas veces vibración. El riser es una parte muy costosa del equipo de plataforma que debe ser manejado cuidadosamente. 3.1.2 COMPONENTES DEL SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN El sistema de riser de perforación está integrado por los siguientes componentes básicos:

Cuerpo del Riser Uniones del Riser Junta Telescópica Junta Flexible Conectores del Riser Sistema Tensionador del Riser Válvula de Llenado Conjunto Inferior del Riser Líneas de Estrangular, de Matar y Auxiliares Accesorios

3.1.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN El sistema de perforación deberá contar con un manual de operación del riser, el cual contendrá la información que refleje su configuración actual, así como los rangos de presión interna y de colapso del riser y de las líneas integrales. Así mismo, debe contener los procedimientos de inspección y mantenimiento para cada uno de los componentes, los procedimientos para instalar y recuperar el

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riser, los límites de operación y los procedimientos de emergencia, etc., por si se presentara alguna contingencia. En general, las operaciones más frecuentes que se realizan con el sistema de riser en plataforma son:

Preparación del Riser Antes de Instalarlo Instalación del Riser Suspensión de Operaciones con el Riser Conectado Desconexión del Riser

3.1.5 SISTEMAS DE RISER DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN Los risers de terminación y reparación se utilizan durante las operaciones de terminación del pozo para instalar y retirar el colgador de tubería de producción y el árbol submarino. El riser de terminación y reparación es una extensión de los agujeros de producción y/o anular de un pozo submarino hasta un sistema flotante superficial. Consiste de uno o más conductos a presión que proporcionan un acceso no restringido dentro del agujero de producción y/o anular de un árbol submarino o un colgador de tubería de producción o dentro de la tubería de producción. El riser puede incluir también las líneas de control hidráulico necesarias para la operación de las herramientas instaladoras o de los árboles submarinos. Un sistema de riser de terminación generalmente está acompañado por las siguientes herramientas y equipos principales:

Herramientas para instalar el colgador de tubería Medios sellantes en el interior del conjunto de preventores para

pruebas de presión Uniones intermedias del riser Sistema tensionador Árbol superficial

Un sistema de riser de reparación generalmente está acompañado por las siguientes herramientas y equipos principales:

Herramientas para instalar el árbol Preventor para la línea de acero o tubería flexible con el tamaño y la

configuración requerida para la reentrada vertical Uniones intermedias del riser Sistema tensionador Árbol superficial

3.1.6 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE RISER DE TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN

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El sistema de riser de terminación y reparación está integrado por los siguientes componentes básicos.

3 Conector del Conjunto de Preventores 3 Paquete Inferior del Riser de Reparación 3 Paquete de Desconexión de Emergencia 3 Junta de Esfuerzo 3 Tramos del Riser 3 Junta de Tensión 3 Junta Telescópica 3 Conector del Árbol Superficial 3 Árbol Superficial 3 Araña (o Mesa Rotatoria Falsa) 3 Herramientas de Prueba y Manejo 3 Conjunto de Preventores para Tubería Flexible y Línea de Acero 3 Componentes Auxiliares Diversos

3.1.7 CLASIFICACIÓN DE LOS RISERS DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN Los risers de terminación y reparación de pozos se clasifican por su estructura de la siguiente manera:

Riser Integral • Risers Enchaquetados • Risers No Enchaquetados Riser No Integral

• Riser de Tubería de Perforación • Risers de Tubería de Producción

3.1.8 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE RISER DE TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN Las operaciones de rutina que se realizan con los risers de terminación y reparación son:

Procedimientos de Instalación y Recuperación de un Riser Manejo de un Riser a Bordo Criterio Operacional Consideraciones Funcionales y Operacionales Inspección y Mantenimiento

Las operaciones críticas del riser son:

Desconexión del riser desde el árbol Desconexión de emergencia

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3.2 CÁLCULO DEL ESTADO DE ESFUERZOS PRESENTES EN EL

RISER 3.2.1 TEORÍAS DEL ANÁLISIS DE LOS RISERS Las teorías básicas empleadas para los risers rígidos, flexibles, integrales y no integrales están basadas en los mismos principios y métodos. Sin embargo, hay diferencias en el tratamiento debido a las particularidades entre los diferentes sistemas de riser. Así, se pueden realizar los siguientes análisis de risers, de acuerdo a las condiciones mecánicas y de definición del problema en distintos planos:

Análisis Estático • Ecuaciones para Vigas Cargadas Lateralmente • Análisis de Estabilidad Mecánica Análisis Dinámico

• Variación con el Tiempo • Modelo de Masa Concentrada • Método del Elemento Finito • Análisis del Dominio de la Frecuencia • Análisis del Dominio del Tiempo • Tratamiento de la No Linealidad

- Caso Estático - Caso Dinámico - Fuerza Hidrodinámica

• Ondas Monocromáticas y Técnicas Espectrales • Aproximación Probabilística

3.2.2 TEORÍAS DE LA FATIGA La fatiga ha sido considerada como un posible modo de falla para los risers. Se han realizado investigaciones recientes acerca de la estimación de la vida de la fatiga para sistemas de risers. Los aspectos considerados son:

Vida de la Fatiga • Aproximación Determinística • Aproximación Probabilística Curvas S-N Daño Acumulativo (Regla de Palmgrem-Miner) Historia de Carga Aproximación Probabilística Aproximación del Dominio Tiempo-Frecuencia Híbrida

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3.3 DISEÑO Y SELECCIÓN DE RISERS 3.3.1 DISEÑO Y SELECCIÓN DE UN RISER DE PERFORACIÓN El diseño comienza con la evaluación de las condiciones de operación esperadas y de un análisis de ingeniería para establecer parámetros tales como tensión, flexión y esfuerzo, requerimientos de flotación, longitud del riser, tirante de agua, requerimientos dimensionales, rangos de presión interna, y condiciones de manejo y almacenamiento. El diseño de un riser es un proceso iterativo, el cual comienza con la proposición de un diseño y termina con la determinación de los parámetros que cumplan con los objetivos del diseño. El procedimiento de diseño es el siguiente. El diseñador deberá establecer las condiciones previas al diseño considerando:

a) Especificación de la tensión en la cima del riser para cada combinación de parámetros ambientales y de perforación.

b) Diseño del sistema de amarre. c) Selección de las condiciones de cambio del modo operacional. d) Especificación de la distribución de la flotación.

Con base en estas condiciones previas, se plantean los aspectos a considerar en el diseño, tales como el mantenimiento de la posición del sistema flotante, las cargas inducidas por el riser, la densidad del fluido de perforación y los modos de operación a los que se someterá el riser, tales como el modo de perforación, de no perforación conectado y de desconexión. Luego se plantean los datos para el diseño y selección del riser. Dichos datos incluyen:

Datos Generales Datos del Sistema Tensionador Datos de la Junta Telescópica Datos de los Tramos del Riser Datos de los Tramos Cortos del Riser Datos de la Unión Flexible y Adaptador Datos del Conjunto de Preventores y Cabezal Datos de los Parámetros de Perforación Datos de las Condiciones Ambientales Datos de la Respuesta al Movimiento de la Unidad Flotante

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Después se establecen los límites recomendados para el diseño y la operación de los parámetros anteriores del riser con base en principios de ingeniería. Posteriormente se realiza el análisis del riser, considerando los análisis descritos previamente y seleccionando el modelo estructural y las condiciones del modelado. Finalmente se determinan la tensión efectiva y la longitud del riser. Dado que el procedimiento es iterativo, se debe regresar a verificar los pasos anteriores para que no exista problema alguno de exceso de cargas o condiciones de diseño previamente establecidas. 3.3.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE UN RISER DE TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN Las consideraciones específicas de diseño para risers de terminación y reparación incluyen:

1) Profundidad del agua 2) Relación de fuerzas 3) Presión y rango de la tubería 4) Diámetro interior 5) Configuración y espaciamiento de la tubería 6) Restricciones de la línea de acero 7) Restricciones dimensionales 8) Requerimientos de la línea de control o de la umbilical 9) Consideraciones del tiempo de operación 10) La vida de operación.

El diseño es análogo al diseño de la tubería de revestimiento, siempre y cuando este siendo usado únicamente en el interior del riser de perforación y del conjunto de preventores. Un riser de terminación o un riser de reparación que es utilizado en aguas profundas, debe ser diseñado adicionalmente con consideraciones convenientes para los factores de carga del medio ambiente. Un análisis típico del riser consiste de los siguientes pasos.

Reunión y revisión de los parámetros de entrada Especificación del diseño permisible y criterio de operación Realización de los análisis dinámicos del riser y de los cálculos usando los

parámetros de entrada Aplicación del criterio de diseño y operación al resultado calculado para

desarrollar los lineamientos de operación

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Análisis del comportamiento de la fatiga Verificación del rendimiento del componente con las cargas calculadas del

riser Preparar la documentación analizada y los resultados

3.4 ANÁLISIS COMPARATIVO DE RISERS 3.4.1 ANÁLISIS COMPARATIVO DE RISERS DE PERFORACIÓN Muchas de las compañías fabricantes de risers producen partes individuales del sistema de riser submarino y muy pocas producen el sistema completo de riser. Por tal razón este análisis comparativo esta enfocado a determinar las diferencias y las similitudes que tienen los risers fabricados por diferentes compañías. El análisis se enfoca a dos sistemas de risers, uno fabricado por la compañía ABB Vetco Gray y otro fabricado por la compañía Cooper Cameron. Estos sistemas difieren en que el riser fabricado por Cooper Cameron no tiene desviadores de flujo ni sistema compensador de movimientos, mientras que la compañía Vetco es una de las pocas compañías que fabrican el sistema de riser completo. Con el objeto de mostrar el grado de semejanza que existe entre un grupo representativo de programas de cómputo para el análisis de risers y presentar una serie de datos que puedan ser utilizados para la validación de otros programas, el API realizó un análisis comparativo de los riser de perforación (BUL-16J). Este análisis comprende varios casos: estáticos, dinámicos periódicos y dinámicos aleatorios. Los estáticos fueron analizados para 3 profundidades de agua (152 m [500’], 457 m [1,500’], 914 m [3,000’]), para 2 perfiles de corrientes y para 2 tensiones en la cima. Se incluyeron 3 casos de desconexión, uno para cada tirante de agua y un caso de 6,000 pies de tirante de agua. Para los casos de 500 y 1,500 pies se utilizó un riser de 20” sin flotación y para los casos de 3,000 y 6,000 pies se utilizaron risers con flotación de 21 y 18 5/8”, respectivamente. Los casos dinámicos periódicos fueron analizados para 3 tirantes de agua, para 2 combinaciones de longitud de corriente perfil/ola y para 2 tensiones en la cima. Se incluyeron 3 casos de desconexión y un caso de 6,000 pies de tirante de agua. Los casos dinámicos aleatorios fueron analizados para 3 tirantes de agua, para una combinación de longitud de corriente perfil/ola y para 2 tensiones en la cima.

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Además se consideró que todos los casos son para un sistema de perforación con plataforma semisumergible con el extremo superior del riser expuesto a las fuerzas de las olas; que las líneas de matar y de estrangular están cerradas lateralmente a las olas y corrientes y que contribuyen a la no rigidez del riser. 3.4.2 ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS RISERS DE TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN Para los risers de terminación y reparación pueden existir diferentes maneras de comparación. Para determinar que tipo se debe utilizar es muy importante realizar una investigación detallada de ingeniería acerca de cada tipo de riser, o de cada necesidad, para cierto conjunto de condiciones que cada campo requiere. Los criterios de comparación más importantes en la selección de un riser de terminación y reparación son:

Tipo de riser de terminación y reparación Tirante de agua Tipo de sistema submarino Instalación Conexión del cabezal Válvulas Tipo de conexión para el sistema de control y los conductos del riser

El parámetro más importante que se debe tomar en cuenta es el tirante, ya que una vez que éste se conoce, se puede determinar el tipo de riser de terminación y reparación más adecuado para esa profundidad. 3.5 INTERRELACIÓN ENTRE EL RISER Y EL SISTEMA

COMPENSADOR DE MOVIMIENTOS 3.5.2 SISTEMA TENSIONADOR Los sistemas tensionador y compensador de movimientos proporcionan tensión axial constante para soportar y estabilizar el riser mientras el sistema flotante se mueve verticalmente y/o lateralmente con el viento, las olas y las corrientes. Típicamente, las unidades tensionadoras utilizan arreglos de pistones y cilindros operados en conjunto con los acumuladores. Las unidades tensionadoras son utilizadas para aplicar una fuerza vertical a la cima del riser para controlar su esfuerzo y su desplazamiento. Están localizadas sobre el sistema flotante cerca de la periferia del piso de perforación. 3.5.3 SISTEMA COMPENSADOR DE MOVIMIENTO

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El sistema compensador de movimiento se utiliza para nulificar el movimiento ascendente y descendente de la unidad flotante. Existen tres tipos básicos del compensador de la sarta de perforación: el de la línea muerta, el del block de la corona y el del block viajero. 4. TECNOLOGÍA DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN EN

TIRANTES DE AGUAS PROFUNDAS 4.1 ANÁLISIS DE ÁRBOLES SUBMARINOS 4.1.1 TIPOS DE ÁRBOLES SUBMARINOS Una forma de clasificar los árboles submarinos es aquella que considera a los árboles mojados en verticales y horizontales y se refiere al arreglo de las válvulas de control del árbol en el bloque de válvulas. Otra forma es por el rango de profundidad del tirante de agua para el cual están diseñados. De esta manera se tienen: árboles simples, cuyo rango de profundidad llega a los 100 m; árboles asistidos por buzos, para profundidades de 60 a 215 m; árboles sin asistencia de buzos, para rangos de 180 a 920 m; y árboles sin líneas guía y sin asistencia de buzos, para profundidades de 550 m. en adelante. Finalmente, los árboles mojados se pueden clasificar de acuerdo con diversas características en conjunto, como son: la profundidad del tirante de agua, el tipo de instalación de la línea de flujo (TFL y no-TFL), el equipo de reparación utilizado, las válvulas y el sistema de control. 4.1.2 COMPONENTES DE LOS ÁRBOLES SUBMARINOS Existen diferentes componentes de un árbol submarino y de acuerdo a las necesidades operativas, se hace el arreglo necesario. En cualquier caso, los componentes pueden ser tanto para árboles verticales como para horizontales.

Conector del Árbol Extremos Inferiores del Árbol (Stab Subs) Bloque de Válvulas Válvulas de Compuerta Actuadores Submarinos Estrangulador Submarino Sistema de Conexión de la Línea de Flujo Tapa del Árbol (Tree Cap) Carrete de Reconexión Bastidor/Estructura Protectora del Árbol Tuberías del Árbol Conexión del Árbol al Múltiple de Pozos Lanzador de Diablos Submarino

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4.1.3 OPERACIÓN DE LOS ÁRBOLES SUBMARINOS INSTALACIÓN DEL CABEZAL Existe un número considerable de herramientas y accesorios que son utilizados en conjunto con los cabezales submarinos. La instalación, recuperación y pruebas con presión de varios de los componentes se realizan con cierto tipo de herramientas, entre las cuales están:

Herramienta instaladora del nido del cabezal Herramienta instaladora del colgador de la TR y del conjunto de sellos Herramienta instaladora del conjunto de sellos externo y su recuperador Herramienta recuperadora de la base guía permanente Buje de desgaste y herramienta instaladora Herramienta de prueba del conjunto de preventores Cerrojo hidráulico de 30" Estructura guía de apoyo Herramienta Instaladora y recuperadora de las líneas guías

INSTALACIÓN DEL COLGADOR DE LA TUBERÍA El colgador de la TP tiene tres herramientas de instalación principales. Estas incluyen la herramienta instaladora del colgador de la TP, un carrete de orientación y un carrete obturador del conjunto de preventores. Para el sistema mecánico se coloca la herramienta instaladora en la tubería de perforación y en la herramienta de conexión. Esta opera orientándola, asegurando y probando al colgador de la TP con rotación en ambos sentidos, así como con bombeo por la sarta al ser bajada. El sistema mecánico de anclaje se destina principalmente para obtener un sello elastomérico de 5,000 psi en un tirante de agua de 300 m. El sistema hidráulico utiliza una herramienta que proporciona un acceso completamente vertical hacia el espacio anular y la sarta. Para ejecutar todas las funciones en un sólo viaje, se requiere de controles hidráulicos individuales multifuncionales. El costo de la herramienta hidráulica es mayor que el de una herramienta instaladora mecánica. Sin embargo, es posible obtener un considerable ahorro debido a la reducción en el número de viajes requeridos. Es más utilizado en pozos múltiples para altas presiones y un sellado metal a metal.

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INSTALACIÓN DEL ÁRBOL SUBMARINO El árbol submarino tiene tres herramientas principales de instalación. Estas son:

1. Herramienta instaladora del árbol. 2. Conjunto de riser para reparaciones menores. 3. Herramienta instaladora de la tapa del árbol.

El árbol puede ser instalado con tubería de perforación o conectado al conjunto de preventores del riser marino. Con respecto a la instalación existen dos ventajas principales del árbol horizontal en comparación con el convencional. Primero, el colgador de la TR se instala después de que el árbol se encuentra en su lugar. Para los trabajos de reparación, es posible que la TP necesite ser extraída sin quitar el árbol. Segundo, el árbol se puede instalar con tubería de perforación o mediante conexión con el conjunto de preventores inferiores del riser. INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE CONEXIÓN DE LA LÍNEA DE FLUJO La instalación de la línea de flujo se guía por un equipo submarino de navegación. La conexión de las líneas de flujo es la primera operación del programa. Las conexiones se realizan utilizando las poleas de la herramienta del sistema de conexiones. Se opera hidráulicamente un contenedor montado en la línea de flujo. Este se posiciona para asegurar la línea a la estructura. Después de colocar el sistema de conexiones con cable de acero a través de poleas, se instala el posicionador de la línea de flujo. INSTALACIÓN DE LOS UMBILICALES DEL ÁRBOL Para pozos satélite a profundidades donde se puede trabajar con buzos, los umbilicales de control se conectan al pod de control del árbol. A una profundidad donde no se puede trabajar con buzos, el control de los umbilicales puede estar conectado directamente en el árbol e instalarse en forma similar. Como una alternativa, el árbol puede estar equipado con un pod de control. Los umbilicales se acoplan a las juntas del riser de terminación y reparación. También se pueden sujetar al equipo auxiliar a lo largo del riser. OPERACIÓN DEL ÁRBOL Las válvulas son los componentes críticos en la terminación submarina y también los que más fallas han tenido antes y después de la instalación. Las fallas significan el no poder cumplir con las especificaciones necesarias para operar el sistema de control satisfactoriamente. El bloque de válvulas aloja a las válvulas las cuales nos dan el primer control del pozo sobre los fluidos. Generalmente se utilizan válvulas de compuerta para controlar el flujo de fluidos del pozo. Estas

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válvulas son actuadores hidráulicos submarinos. Las válvulas son operadas con un impulsor, el cual puede ser hidráulico, neumático, de pistón, de diafragma y doble diafragma. El actuador manual necesita una interfase mecánica para su operación. De este modo su operación se hace sencilla con asistencia de buzos. El actuador hidráulico está diseñado para operar con un control de presión de 1,500 a 3,000 psi. 4.2 FABRICANTES, ESTADÍSTICA DE INSTALACIONES DE

ÁRBOLES SUBMARINOS 4.2.1 FABRICANTES DE ÁRBOLES SUBMARINOS Se hace hincapié en que los principales proveedores de árboles son: ABB Vetco Gray, Cooper Cameron y FMC, ya que éstos son los líderes a nivel mundial, como lo demuestra la literatura y las aplicaciones por la mayoría de los operadores en el mundo. Tal vez se hayan omitido algunas de ellas. Esto es una causa no intencional. La lista de compañías, con el equipo y servicio referido es la siguiente: La compañía ABB Vetco Gray fabrica y da servicio para el siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos.

Conectores para tubería de revestimiento y tubería conductora Sistemas de perforación marinos Sistemas de producción submarina Equipo de perforación capital

La compañía Cooper Cameron fabrica y da servicio para el siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos.

Sistemas de perforación submarina Sistemas submarinos

La compañía FMC fabrica y da servicio para el siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos.

Sistemas de perforación con cabezales submarinos UWD-15 Sistemas de perforación y terminación mudline Conectores hidráulicos Sistemas de terminación submarina Sistemas de conexión de la línea de flujo Sistemas de control submarinos para producción, terminación y reparación Válvulas y actuadores submarinos

La compañía Kvaerner National fabrica y da servicio para el siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos, entre otros.

Sistema de cabezal submarino

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Sistema de suspensión mudline Bases guía Cabezal de tuberías de producción Sistemas de producción Conectores hidráulicos

La compañía Breda Energía SPA fabrica y da servicio para el siguiente equipo submarino de perforación, terminación y reparación de pozos, entre otros.

Adaptadores de conectores de cabezal Colgador de TR Cabezal de TR Válvulas Conector hidráulico Cabezal de tubing Colgadores de tuberías de producción

4.2.2 ESTADÍSTICA DE INSTALACIONES Las zonas de mayor actividad en aguas profundas son:

El Mar del Norte La Cuenca Campos, en Brasil El Golfo de México El Área de Indonesia y Jakarta La Costa Oeste de Norteamérica El Mar de Sicilia El Golfo Pérsico El Mar Mediterráneo El Mar de Nueva Zelanda La costa Oeste de África

El récord mundial a la fecha (noviembre de 1999), en cuanto a las terminaciones submarinas, lo tiene Brasil con el campo Roncador con un pozo terminado a 1,853 m de tirante de agua. Las actividades costa fuera en aguas profundas de la Cuenca de Campos son el fuerte de Petrobrás, cuya inversión deberá ascender a unos 12,000 millones de dólares para fines de siglo, según reportan las estadísticas actuales. Petrobrás es el líder mundial en producción de aguas profundas. Actualmente tiene una serie de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico para aumentar su capacidad de producción en tirantes de agua de hasta 2,000 m, con el objeto de explotar los tres yacimientos gigantes Marlim, Albacora y Barracuda. Sin lugar a dudas, la Figura 4.24 (p. 4-46a) ilustra y resume con bastante claridad el estado actual de los desarrollos más importantes de los últimos diez años y su proyección a los próximos años. En las Tablas 4.3 y 4.4 (p. 4-46 y 4-47, respectivamente) se muestran las plataformas y unidades submarinas requeridas en estos años a nivel mundial.

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Por último, referente a los equipos de perforación utilizados en todo el mundo, en el desarrollo de campos marinos, se presenta la Tabla 4.5 (p. 4-47a a 4-47c). En ella se describe el nombre del operador, la localización geográfica del pozo, el contratista que perforó, el nombre del equipo y, sobre todo, el tirante de agua. 4.2.3 PROYECTOS PRESENTES Y FUTUROS Las diferentes formas en las que se puede desarrollar un campo en aguas profundas, desde el punto de vista técnico y económico, se conoce como Estrategia de Desarrollo. Las diversas opciones de desarrollo de campos submarinos pueden incluir:

Pozos Satélite Individuales Terminaciones en Cadena de Margarita (Daisy Chain) Plantillas de Perforación y Producción Unitizadas o Modulares Desarrollos de Pozos y Múltiples en Grupo (Clusters) Plantillas y Múltiples de Varios Pozos Integrados

Algunos de los Proyectos actuales de desarrollo de campos en aguas profundas a nivel mundial, con los esquemas listados, se ilustran en las Tablas 4.6 a 4.16 (p. 4-48 a 4.55). 4.3 TERMINACIONES CON ÁRBOLES SUBMARINOS 4.3.1 TECNOLOGÍA DE TERMINACIÓN DE POZOS SUBMARINOS Los tipos de terminación submarina pueden ser los siguientes:

Terminación Mudline (simple), tirante de agua de hasta 100 m Terminación con Asistencia de Buzos, tirante de agua de 60 a 215 m Terminación sin Asistencia de Buzos con Líneas Guía, tirante de agua

de 180 a 915 m Terminación sin Asistencia de Buzos y sin Líneas Guía, Terminación con Árboles Horizontales Terminación Mudline y Tie-back, tirante de agua de 60 a 100 m.

Los tipos de terminación de pozos submarinos se clasifican por el arreglo de los pozos en el fondo marino y estos son:

Terminación de Pozos Satélite • Pozos Satélite Individuales • Terminaciones en Cadena de Margarita (Daisy Chain)

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Terminación de Pozos en Plantilla • Plantillas de Perforación y Producción Unificadas o

Modulares • Desarrollos de Pozos y Múltiples en Grupo (Clusters) • Plantillas y Múltiples de Varios Pozos Integrados

Terminación de Pozos Productores Terminación de Pozos Inyectores

También, los arreglos entre pozos pueden quedar en pozo satélite o en plantilla. Además, los pozos productores, ya sea satélites o en plantilla, pueden ser pozos productores naturales o por métodos artificiales, como el bombeo neumático y el bombeo eléctrico. 4.3.2 TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS SUBMARINOS De acuerdo con lo visto en el Subtema 4.2.3, se tienen las siguientes opciones de desarrollo de campos submarinos:

4 Terminación de Pozos Satélite √ Pozos Satélite Individuales √ Terminaciones en Cadena de Margarita (Daisy Chain)

4 Terminación de Pozos en Plantilla √ Plantillas de Perforación y Producción Unificadas o Modulares √ Desarrollos de Pozos y Múltiples en Grupo (Clusters) √ Plantillas y Múltiples de Varios Pozos Integrados

4.4 TERMINACIONES CON TIE BACK Y SISTEMA DE

SUSPENSIÓN MUDLINE 4.4.1 SISTEMA TIE-BACK Y SUS COMPONENTES El sistema tie-back consiste de las siguientes partes principales para hacer la extensión del cabezal submarino a la superficie.

Conector del Tie-back Herramienta de prueba e instalación del conector del tie-back Tie-back de diversos diámetros Herramienta de prueba e instalación del tie-back de diversos diámetros

4.4.2 SISTEMA COOPER CAMERON

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La compañía Cooper Cameron desarrolló un sistema de tie-back compatible con los sistemas de cabezales submarinos STC-10 y STM-15. El sistema estándar consiste de las siguientes partes:

Conector interno no rotatorio del tie-back de 20" Herramienta de prueba e instalación del conector de 20" Tie-back de 13 3/8" Herramienta de prueba e instalación del tie-back de 13 3/8" Tie-back de 9 5/8" Herramienta de prueba e instalación del tie-back de 9 5/8"

4.4.3 SISTEMAS ABB VETCO GRAY Sistema de Suspensión de Pozos MLC

30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" ( x 7" opcional) 30" x 16" x 10 3/4" x 7 5/8"

Sistema de Suspensión de Pozos MLH

30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8"

Sistema de Suspensión de Pozos MLL

30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" x 7"

4.4.4 SISTEMAS KVAERNER NATIONAL Sistema Caisson C-1 El sistema de suspensión en el fondo marino C-1 incluye básicamente uno de los dos siguientes arreglos de tuberías: 30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" x 7" ó 30" x 16" x 10 3/4" x 7 5/8", aunque se han desarrollado otras configuraciones de TR's específicas. Sistema CMS El sistema CMS es un sistema de suspensión del cabezal muy similar al sistema Caisson C-1. Tiene configuración de apilamiento hacia abajo, sellos metal a metal y capacidad de más de 900 ton sobre el colgador de 9 5/8" y de más de 1,000 ton sobre el colgador de 10 3/4". Sistema CHS

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Los programas de tuberías estándar son:

30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" ( x 7" opcional) o bien

30" x 16" x 10 3/4" x 7 5/8" 4.4.5 SISTEMAS FMC Sistema SD-1 El arreglo de tuberías es para todo tipo de programas de TR, incluyendo los arreglos estándares de:

30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8" x 7" y

30" x 16" x 10 3/4" x 7 5/8" Sistema FMC-Petrobrás Estos sistemas se utilizaron para terminar alrededor de noventa pozos en Brasil. 4.5 TERMINACIONES DE FONDO PARA POZOS SUBMARINOS Las terminaciones de fondo de pozo utilizadas en aguas profundas son prácticamente las mismas que las de los pozos convencionales. La variante es que los sistemas de seguridad son redundantes. La válvula de tormenta es doble, es decir, se colocan dos válvulas de tormenta. En cuanto al equipo de fondo que se utiliza, se incluyen empacadores, anclas, niples de asiento, guías de entrada para línea de acero y herramientas, juntas de disparos, camisas deslizables, etc. 5. SISTEMAS DE COLGADORES DE TUBERÍA El Sistema de Colgador de Tubería de Producción consiste principalmente de un colgador de tubería, de una herramienta instaladora y de un riser de terminación para conectarse al cabezal submarino. La principal función del colgador es proporcionar un soporte mecánico para la tubería de producción y un medio de comunicación para los agujeros de producción y del espacio anular dentro del árbol de producción submarino. Sella el espacio anular entre la tubería de producción y la de revestimiento, al mismo

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tiempo que proporciona un acceso al espacio anular para comunicación con el fondo del pozo. 5.1 INTERFASE CON EL CABEZAL SUBMARINO Existen cinco opciones para la interfase entre el colgador de la TP y el cabezal.

3 Cabezal para Sistema de Suspensión Mudline 3 Cabezal Submarino 3 Bola Adaptadora de Terminación 3 Carrete para Colgador de Tubería de Producción 3 Cabezal Especial

5.3 CONFIGURACIÓN La configuración se refiere a los números que indican el tamaño de cabezal y el programa nominal de tuberías. Así, se tienen dos configuraciones básicas para los colgadores de TP: de agujeros paralelos y concéntricos. La selección de cualquiera de estas opciones afectará significantemente el sistema de colgador de TP. 5.4 AGUJEROS DIVERSOS El colgador de la TP puede tener diseñados diferentes agujeros que comuniquen hacia el pozo. Estas penetraciones pueden incluir:

3 Agujero(s) de Producción (acceso) 3 Agujero del Espacio Anular (acceso) 3 Inyección de Productos Químicos 3 Válvulas de Seguridad Subsuperficiales Controladas

desde la Superficie, SCSSV (válvulas de tormenta) 3 Transductores de Presión y Temperatura 3 Equipo de Bombeo Electrocentrífugo

Cada uno de estos agujeros tiene el reto de sellar y se anidan dentro del colgador de la TP y del diámetro interno del colgador de la TR. 5.5 MÉTODO DE ORIENTACIÓN El método de orientación se refiere a la forma en la que ha de introducirse el colgador de TP. El colgador colocado mecánicamente se instala con una

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herramienta de tubería de perforación y se coloca con rotación. Sin embargo, este tipo requiere un viaje extra con un conector de tie-back para realizar el trabajo de línea de acero. El colgador colocado hidráulicamente, se instala con un riser de terminación y una herramienta hidráulica. Este sistema ahorra tiempo de equipo. Los colgadores de TP de agujeros paralelos y algunos concéntricos requieren orientación antes de ser asentados, asegurados y sellados. Para lograr un alineamiento adecuado, se puede utilizar cualquiera de los siguientes métodos de orientación:

Carrete de Orientación con Perno y Camisa Orientadora para Preventores Conector Ranurado en el Conjunto de Preventores Carrete para Colgador de Tubería de Producción

5.6 MÉTODO DE INSTALACIÓN Se utilizan dos métodos básicos de instalación para colgadores de tubería: instalación mecánica (viajes múltiples) e instalación hidráulica (un sólo viaje). La instalación mecánica está dirigida principalmente a servicio de 5,000 psi con sellos elastoméricos, en tirantes de agua de 300 m [1,000 pies]. Adicionalmente, este sistema es apropiado para terminaciones satélite sencillas, donde no es económicamente factible la utilización de un riser exclusivo de terminación y reparación. El método de instalación hidráulica utiliza una herramienta instaladora del colgador de tubería, la cual se corre ya sea sobre una sarta de tubería de producción o sobre un riser exclusivo de terminación. 5.7 HERRAMIENTAS DE INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DEL

SISTEMA DE COLGADOR DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Entre las diversas herramientas utilizadas para la instalación y operación del sistema de colgador de la tubería de producción se encuentran las siguientes:

Herramienta Instaladora del Sistema de Colgador de Tubería de Producción Herramienta de Impresión de Plomo Herramienta de Comprobación de Elevación y Orientación Herramienta de Lavado Herramienta de Prueba y Manejo Bola Colgadora

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5.8 TIPOS DE SELLO Los sellos del espacio anular del colgador de tubería de producción aíslan el colgador del espacio anular de la tubería de revestimiento. Hay tres tipos básicos de tipos de sello:

3 Sello Elastomérico 3 Sello Metal a Metal 3 Una Combinación de Ambos

5.9 OPCIONES ESPECIALES Se tienen varias opciones disponibles para el colgador de la TP a fin de adecuarse a requerimientos especiales de cada proyecto. Las siguientes opciones son aplicables a todos los arreglos de colgadores:

3 Puerto de Prueba del Sello Anular 3 Dispositivo Antirotación 3 Barreras para los Puertos de Control 3 Materiales Especiales

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T E C N O L O G Í A D E P E R F O R A C I Ó N E N T I R A N T E S D E A G U A S P R O F U N D A S

1. TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN EN

TIRANTES DE AGUAS PROFUNDAS

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1. TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN EN TIRANTES DE AGUAS PROFUNDAS

1.1 DIFERENTES TIPOS DE PLATAFORMAS DE

PERFORACIÓN 1.1.1 UNIDADES FIJAS DE PERFORACIÓN El desarrollo marino de la perforación, se puede realizar a través de plataformas fijas. Están diseñadas de tal manera que se puedan instalar equipos de perforación, terminación y reparación de pozos. La penetración del subsuelo se lleva a cabo en un tirante de hasta 100 m, dependiendo de la configuración del mismo. Estos equipos pueden perforar en promedio 12 pozos. Algunas plataformas son autosuficientes y pueden albergar todos sus componentes tales como equipo y áreas de personal, otras sin embargo requieren utilizar un barco de apoyo. 1.1.2 UNIDADES MÓVILES DE PERFORACIÓN Las unidades de perforación móviles marinas que se conocen hoy en día, son sofisticadas piezas de maquinaria. Las unidades originales fueron, al inicio, simples equipos terrestres, que se acondicionaron para aguas someras y ubicadas sobre una estructura de perforación. Estas mismas técnicas de perforación que fueron desarrolladas en tierra, son las mismas que han sido usadas en los primeros equipos de perforación marina. Dichas técnicas fueron usadas por algún tiempo, pero la necesidad de perforar en aguas profundas, creó un nuevo tipo de ingeniería - la ingeniería de diseño estructural marina. Con los nuevos conceptos de ingeniería se produjeron los equipos de perforación con que se cuenta hoy en día. En la Figura 1.1 se muestra la evolución de la perforación marina; donde se observa que hay cinco tipos básicos de unidades de perforación móviles marinas

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y son las siguientes: sumergible, autoelevable, semisumergible, barcos de perforación y plataformas de patas tensionadas. Los equipos de perforación rotatoria son usados en la mayoría de las perforaciones actuales, como se muestra en la Figura 1.2. Estos se pueden clasificar como terrestres o marinos. Las principales características de diseño de los equipos terrestres es la transportabilidad y la profundidad máxima de operación. La torre de los equipos terrestres convencionales se instala sobre la localización. La selección del equipo y herramientas de perforación es muy importante en la etapa de planeación de un pozo marino, ya que de esta depende el buen resultado de los objetivos trazados y los costos de perforación. La selección se hace de acuerdo a las siguientes variables:

• La profundidad del pozo • El tirante de agua • La capacidad del equipo

Es importante hacer notar que el tamaño y el peso de la unidad se incrementan al aumentar el tirante de agua. Toda comparación de los equipos y métodos se basa en la inversión inicial, así como en las normas de seguridad para el personal y el medio ambiente. En los diferentes tipos de unidades flotantes, la inversión inicial es el principal factor para la determinación de los costos de operación diaria y los costos de movilización. Los costos de las unidades se determinan con el diseño y las variables anteriores. En general, las barcazas tienen un costo bajo en comparación con los otros tipos de unidades. Las barcazas representan una inversión inicial de 3 a 6 millones de dólares, mientras que los barcos representan una inversión inicial de 4 a 7 millones de dólares y las semisumergibles entre 5 y 20 millones. La transportabilidad influye importantemente en los costos, los barcos de perforación comúnmente viajan a una velocidad de 8 a 12 nudos, en comparación con los 7 a10 nudos de las barcazas y los 4 a 6 nudos de las semisumergibles.

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Por lo tanto la selección del equipo también está determinada por la disponibilidad de los equipos y los costos de movilización. 1.1.3 UNIDADES DE PERFORACIÓN SUMERGIBLES Las unidades de perforación sumergibles evolucionaron de las barcazas para pantano. Este tipo de unidades es usado en aguas someras, tales como ríos y bahías, usualmente en aguas con profundidades alrededor de los 15 m. Las barcazas operan en tirantes de agua entre 3 y 6 m. Estas se remolcan hasta el lugar de perforación; posteriormente se le llenan los compartimentos de inundación para iniciar las operaciones; al vaciarse, ésta flota nuevamente para ser llevada a otra localización, si esto es requerido. La sumergible tiene dos cascos. El casco superior algunas veces referido como la cubierta Texas, esta equipada con un compartimento dividido en secciones y la perforación se desempeña a través de una ranura sobre la popa con una estructura en cantiliver. El casco inferior es el área de remolque y es también la base usada para la perforación. La plataforma sumergible se transporta a la localización como una barcaza convencional. El casco inferior esta diseñado para resistir el peso de la unidad total y la carga de perforación La estabilidad durante el remolque de estas unidades es un factor crítico. En realidad las técnicas desarrolladas fueron la base del plan de remolque de las semisumergibles. Para 1974 había alrededor de 25 sumergibles en operación. 1.1.4 UNIDADES AUTOELEVABLES Las unidades autoelevables están diseñadas para usarse en tirantes de agua promedio de 90 m. El equipo se remolca al lugar de la perforación con las patas al aire, permitiéndole flotar, cuando el equipo es colocado en la localización se bajan las patas y al contacto con el fondo marino el equipo se eleva. Cuando se utiliza la unidad autoelevable es necesario considerar lo siguiente:

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1. Profundidad y condiciones del medio ambiente. 2. Tipo y densidad del suelo marino. 3. Profundidad de perforación. 4. Necesidad de movimiento en un tiempo mínimo, ya sea por condiciones

meteorológicas extremas o bien por siniestros ocurridos. El primer equipo autoelevable fue el De Long McDermott No. 1 que fue construido en 1950 pero fue instalado permanentemente como una plataforma en 1953. Más tarde fue conocido como el equipo No. 51 de la Compañía Offshore. A esta unidad le siguió el Mr. Gus y el equipo No. 52 de la Compañía Offshore. Cada uno de estos equipos autoelevables tiene pilas o patas múltiples. En 1955 apareció la primer autoelevable en el mundo, con tres patas. El equipo fue el R.G. Le Tourneau Scorpion, de Zapata Offshore. El Scorpion fue una autoelevable con una pierna independiente, usaba un sistema de elevación de equipo, sobre un armazón de patas formado por estructuras metálicas. El equipo trabajó por varios años hasta que se hundió durante un movimiento en el Golfo de México. El Scorpion fue dado de baja seguido por el equipo No. 54 de la Compañía Offshore. Para el equipo No. 54, se usó un sistema autoelevable hidráulico sobre unas patas a base de estructuras. Estas autoelevables fueron seguidos por el Mr. Gus II, usando un sistema de levantamiento hidráulico que fue construido por la corporación Bethlehem. Muy pronto se produjeron sistemas autoelevables que fueron inicialmente diseñados para operar en el área del Golfo de México de los Estados Unidos a profundidades superiores de 60 m. La Figura 1.3 muestra la plataforma autoelevable Galaxy I, actualmente en operación. El criterio de diseño de esta unidad considera una altura de las olas dentro del rango de 6 a 9 m, con vientos superiores a 120 kph. En un equipo diseñado para 75 m de tirante de agua tendrá que conocerse el siguiente rango de criterios.

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FIGURA 1.3 PLATAFORMA AUTOELEVABLE GALAXY I

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a) En la costa del golfo de los Estados Unidos: se tienen olas de 16 m, vientos de 200 kph, con corrientes marinas mínimas.

b) En el mar del Norte: se tienen olas de 23 m, vientos de 185 kph y

corrientes de 0.5 a 1 m/seg. c) Sureste de Asia: Se tienen olas de 9 m.

Como la profundidad del agua se incrementa, por consiguiente el criterio de levantamiento para 90 m de agua tiene los siguientes rangos:

a) Costa del golfo de Estados Unidos: olas de 20 m, vientos de 200 kph, corrientes de 0.5 a 1 m/seg.

b) Mar del Norte: olas de 27 m, vientos de 200 kph, corrientes de 0.9 a

1.15 m/seg. c) Sureste de Asia: olas de 15 m, vientos de 184 kph y corrientes de 0.22

a 0.44 m/seg. Estos parámetros aunque se obtuvieron de fuentes reales, no deben ser consideradas finitas. Los criterios actuales deben ser determinados por las organizaciones meteorológicas, en la localización geográfica de perforación. De cualquier modo se puede ver fácilmente la diferencia de criterios. Los diseños de las autoelevables pueden ser clasificados generalmente dentro de dos categorías básicas: las autoelevables con patas independientes y las autoelevables soportadas por plantilla. Cada unidad tiene su aplicación particular. Las autoelevables de patas independientes pueden operar en cualquier tipo de corriente, esto es, normalmente se han usado en áreas de suelo firme, coral o en fondos marinos desiguales. La unidad de patas independientes sobre una plataforma descansa sobre una base que soporta cada pierna llamada “Spud Can” que puede ser circular, cuadrada o poligonal y es usualmente pequeña. Los Spuds más largos pueden ser usados alrededor de todo lo ancho.

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Una desventaja de la plataforma autoelevable de tipo plantilla, con respecto a la de patas independientes, es la penetración mínima del fondo marino en el sitio, la cual es de 1.5 a 1.9 m, comparada con una penetración de quizá 12 m sobre una autoelevable de patas independientes. Como resultado, la plataforma soportada por plantilla requiere menos patas que la autoelevable de patas independientes para la misma profundidad de agua. En las plataformas tipo plantilla existe una limitante en la inclinación del fondo marino, cuyo valor máximo es de 1.5°. Otro problema con esta unidad ocurre en áreas donde hay grandes formaciones de roca o corales. Las unidades autoelevables pueden ser autopropulsadas, con propulsión asistida o sin propulsión. La mayoría de las unidades autoelevables son sin propulsión. Las unidades autoelevables se han construido con 3 o hasta 4 patas. Cuando la profundidad del agua se incrementa y los criterios ambientales se vuelven más severos, el uso de 4 patas resultan no solo muy costosas sino poco prácticas. Los tipos de fuerzas más importantes sobre las unidades autoelevables son generados por olas y corrientes. Para la evaluación de las unidades autoelevables es necesario considerar lo siguiente:

Tirante de agua Aspectos ambientales Tipo y densidad del fondo marino Profundidad del pozo Necesidad de movimiento en un tiempo mínimo Capacidad para operar con soporte mínimo Frecuencia con la que se necesita mover a otras localizaciones Tiempo de traslado Limitaciones operacionales y de remolque de la unidad

Las autoelevables constituyen alrededor del 50 % de la flota de perforación mundial, con las semisumergibles y los barcos de perforación se complementa el 50 % restante.

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1.2 PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES CON SISTEMA DE ANCLAJE

1.2.1 UNIDADES DE PERFORACIÓN SEMISUMERGIBLES Una de las primeras semisumergibles fue la Blue Water, la cual fue convertida en 1961 a partir de una sumergible mediante la adición vertical de columnas para flotación. Hoy en día las semisumergibles están diseñadas para la operación en aguas profundas superiores a los 500 m. Por lo tanto, están sujetas a condiciones marinas severas y altos vientos. Constan de tres o cuatro patas en cada costado unidas en su parte inferior por pontones, los cuales almacenan agua de mar en su interior, permitiéndole la inmersión. El equipo permanece con una parte inmersa y con la otra a la intemperie. La unidad se sujeta por medio de anclas al fondo marino. La Figura 1.4 muestra una unidad semisumergible típica. Los preventores y el cabezal se instalan en el fondo marino y la comunicación entre la plataforma y el pozo es a través del riser de perforación. La configuración general de una semisumergible consiste de dos cascos longitudinales, los cuales son utilizados como compartimentos de remolque y para lograr la corriente de aire necesaria durante la perforación. El casco inferior es también el casco primario del equipo. Gracias a éste, la semisumergible ofrece menos resistencia al remolque y proporciona una mayor estabilidad. Hay otros diseños de semisumergibles, tales como el diseño triangular usado por la serie Sedco, o con 4 cascos longitudinales, como los usados en la serie Odeco. También está el equipo pentágono, de diseño Francés, con 5 puentes flotantes. La unidad pentágono es posiblemente la más exitosa del tipo multicasco, ofreciendo una simetría única y uniformidad de las características de estabilidad. Esta unidad no ofrece la capacidad de remolque de las unidades de cascos remolcables pero permite buenas características de perforación. Las semisumergibles permiten que la perforación sea realizada en aguas muy profundas. Éstas se mantienen en la localización mediante un sistema de anclaje convencional, Figura 1.5. Usualmente consta de 8 anclas localizadas en un patrón extendido y conectado al casco por una cadena o un cable de cuerda o algunas veces una combinación de ambos.

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El método de posicionamiento dinámico evolucionó del sistema sonar de los barcos, según el cual una señal es enviada fuera de la unidad flotante a un transductor colocado sobre el piso del océano. De cualquier modo, las semisumergibles se han utilizado para perforar hasta 450 m de profundidad de agua, usando el método de ancla y cadena. El movimiento que más problemas ha causado a la semisumergible, es el vertical, Figura 1.6. Esto es debido a que la masa sumergida de la plataforma durante su transporte, es de menor magnitud. Otra consideración en el diseño y operación de las semisumergibles es la operación de remolque. En 1974 una gran semisumergible a una velocidad promedio de desplazamiento de 9.72 nudos por hora cruzó el Océano Atlántico rompiendo un récord de 21 días. Durante el curso se tuvo una reducción considerable en el costo de traslado. Por otro lado, considerando que una vez que la unidad llega a la localización, esta se quedará generalmente en esa área por un largo tiempo, durante el cual las unidades de remolque no son necesarias. En la selección de una semisumergible, es necesario considerar los siguientes criterios:

a) Tirante de agua

b) Profundidad del pozo

c) Aspectos ambientales

d) Características de transporte

e) Capacidad de consumibles (carga variable)

f) Movilidad

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1.2.2 BARCOS DE PERFORACIÓN Es muy semejante a un barco que navega con propulsión propia. Este cuenta con un sistema de anclaje el cual es monitoreado por un sistema de control, que permite que el barco permanezca estable en el lugar de perforación. El barco perforador es utilizado en aguas profundas arriba de los 350 m. Además, tienen una mayor movilidad que todas las unidades de perforación. En la Figura 1.7 se muestra un barco de perforación. Hay varios barcos de perforación que se han utilizado para perforar, como el Glomar Challenger o el Discoverer Offshore. Los barcos están siendo utilizados en la costa del golfo con mayor frecuencia, como una tercera opción entre las unidades autoelevables y las semisumergibles. Como se discutió al principio, el peso es el mayor problema cuando se usan embarcaciones flotantes. El anclaje de los barcos de perforación es muy similar a los métodos previamente discutidos para semisumergibles. De cualquier modo es un sistema adicional que ha sido desarrollado sobre un barco de perforación denominado el sistema Turrent. Este sistema ha sido usado exitosamente sobre los Discoverer ll y lll de la compañía Offshore,. Los barcos de perforación son equipos versátiles pero solo pueden ser considerados para su uso en áreas de pequeñas alturas de olas y bajas velocidades de vientos. 1.3 PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES DE

POSICIONAMIENTO DINÁMICO 1.3.1 UNIDADES DE POSICIONAMIENTO DINÁMICO Las actividades marinas se han extendido hasta regiones muy profundas, donde las condiciones son muy severas y donde se han enfrentado nuevos problemas. Por esto se desarrolló una técnica llamada: Posicionamiento dinámico, la cual es una técnica de mantenimiento de la posición de las unidades flotantes teniendo

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en cuenta las fuerzas del viento, olas y corrientes marinas tendientes a mover la embarcación. La posición usualmente está definida en términos de porcentaje del tirante de agua. El porcentaje del tirante es el error de la posición horizontal dividido entre el tirante de agua y multiplicado por 100. Se prefiere el error de posición expresado en porcentaje del tirante de agua porque este define la posición y además lo refiere al nivel de esfuerzos en el riser o tubería de perforación. Generalmente una exactitud del sistema de posicionamiento dinámico del 1% indica que los vientos y el mar están en calma. Cinco por ciento representa un máximo permisible de error con respecto al nivel de esfuerzos permisibles en las tuberías desde la unidad flotante hasta el fondo del mar. El incremento en la profundidad hace que el trabajo de posicionamiento dinámico sea más fácil, debido a que para un cierto porcentaje se tiene un mayor desplazamiento horizontal. Por ejemplo dado un 5 % de tolerancia, el requerimiento será de 5 m por cada 100 m de tirante de agua. Similarmente con el mismo porcentaje, el requerimiento aplicado a 1,000 m de agua, permite un movimiento de 50 m que es una tolerancia más razonable. Para 3,000 m de tirante de agua, el radio permisible de movimiento en la superficie será de 150 m. 1.3.2 ELEMENTOS DE POSICIONAMIENTO El medidor de posición con respecto a la boca del pozo permite tener un control de respuesta o determinación del correcto empuje hasta la posición deseada. Sistema actuador. Son propelas de velocidad y fuerza variable. El sistema de empuje produce las fuerzas de propulsión que permitirán a la plataforma guardar la posición deseada. El sistema de posicionamiento dinámico es empleado en plataformas semisumergibles y barcos perforadores para poder operar en tirantes de agua de hasta 2000 m.

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1.3.3 PLATAFORMAS DE PATAS TENSIONADAS Las plataforma de patas tensionadas han sido desarrolladas para generar el potencial económico de los nuevos descubrimientos en campos de aguas profundas. Se emplea para la perforación en aguas con un tirante mayor de 600 m. Está sujeta mediante cables de ancla fijados en el fondo marino y se mantiene en la superficie mediante columnas flotantes. Su instalación es muy sencilla ya que no requiere barcazas grúa. Tiene una gran estabilidad en condiciones meteorológicas severas. El costo de la TLP se incrementa al aumentar la profundidad, debido a los cables de anclaje. La Figura 1.8 muestra la plataforma de patas tensionadas Hutton. Mientras que las unidades semisumergibles y los barcos de perforación se utilizan solo para la perforación, las TLP’s tienen mayor ventaja en cuanto a versatilidad para perforar, recuperar y producir pozos, casi en forma simultánea. 1.3.4 PLATAFORMAS DE MÁSTIL TIPO BOYA (SPAR BUOYS) Existe una nueva generación de unidades flotantes utilizadas en la industria petrolera para la explotación de campos en aguas profundas. Estas son las llamadas Spar Buoy o simplemente Spar. Aunque su uso no es nuevo en otras áreas, incluyendo el almacenamiento de aceite o gas en instalaciones marinas. Los Spars han sido utilizados durante décadas como boyas marcadoras y para la obtención de datos oceanográficos. El primer Spar significativo para propósitos de explotación de campos es Flip, una estructura propiedad de la armada de los Estados Unidos y operada por el Scripps Institution of Oceanography en California. Flip se puso en operación en 1965 y se utiliza principalmente para mediciones acústicas del océano. Flip mide 350 pies de largo. Su casco tiene 20 pies de diámetro en su primera mitad inferior y luego se reduce a 12 pies. Su parte superior tiene la forma de la proa de una embarcación y alberga el alojamiento, una planta de potencia, otros equipos y los controles.

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La unidad flotante se remolca hasta la posición deseada y se levanta usando su sistema de control de lastre. El levantamiento toma aproximadamente 30 minutos, de los cuales, los primeros 29 se utilizan en llevarla desde la horizontal hasta unos 10 grados de inclinación. Una vez que la unidad flotante se levanta, los instrumentos botalones se extienden y comienza el programa de prueba. El calado de operación es de más de 270 pies. A principios de los 60´s la Nippon Telegraph instaló un Spar en las costas de Japón para transportar una estación repetidora de microondas. Este Spar mide 445 pies de largo con un casco escalonado desde 10 hasta 20 pies. La estructura superior es un cilindro de 50 pies de diámetro por 33 de altura, con equipo, alojamiento y un helipuerto en la parte superior. Un sistema de amarre de catenaria de cuatro puntos de cadena de 3 pg conectado a masas de 175 toneladas mantienen el Spar en su lugar. El calado de operación es de 330 pies. A mediados de los 70´s la Compañía Shell instaló un Spar de almacenamiento y descarga en el campo Brent, en el Mar del Norte, el cual es el Spar de mayor diámetro construido hasta la fecha. El casco mide 95 pies de diámetro y tiene un calado de operación de 357 pies. Este Spar se diseñó para almacenar 300,000 barriles de aceite producido y para transferirlo a tanques de carga. El sistema de anclaje consiste de líneas, cada una construida de un ancla de concreto de 1,000 ton, 2,600 pies de cable de 3.5 pg y 935 pies de cadena de 4”. Una grúa sobre la parte superior de la estructura transfiere primero el cable de avance y luego la línea de carga hacia el tanque. La parte superior de la superestructura es para permitir al tanque alinearse alrededor del Spar. Cuenta con alojamiento, planta de potencia, otros equipos, bombas y un helipuerto. La compañía Agip instaló un Spar como quemador al oeste de África en 1992 diseñado para quemar 100 millones de pies cúbicos de gas al día. El Spar es pequeño, con una longitud de 233 pies de largo, un diámetro de 7 ½ pies telescopiado a 5 ½ pies a través del nivel del mar, con un calado de 170 pies, está colocado en su lugar con un anclaje de catenaria de cuatro cadenas. En 1993 la compañía Shell instaló un Spar de carga en Draugen. La parte superior del Spar incluye un botalón rígido al cual está sujeta la manguera flexible de carga. El diámetro del casco es de 28 pies y el calado de operación es de alrededor de 250 pies.

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Las compañías Oryx y CNG comenzaron en junio de 1993 un estudio de factibilidad para examinar dos alternativas de Spar, una de 9 y otra de 16 pozos. se seleccionó el caso de 16 pozos para realizar el diseño conceptual basándose en instalaciones de proceso limitadas a 5 mmcfd para bombeo neumático y bombear los fluidos producidos a una plataforma fija en aguas someras para su proceso restante. Los gastos de producción diseñados fueron 25 mbpd y 30 mmcfd. La Figura 1.9 muestra un aspecto del Spar del Proyecto Neptuno de la compañía Oryx, actualmente instalada en el Golfo de México. El Spar se instaló aproximadamente a 90 millas al sur de Mobile, en Alabama, en un tirante de agua de 1930 pies y está diseñado para producir y trabajar simultáneamente con los pozos, si es necesario. El Spar tiene capacidad para 16 pozos y soporta una carga de diseño de 6,600 ton. El casco es un cilindro de 72 pies de diámetro y 705 pies de longitud con un calado de 650 pies y pesa 12,895 toneladas. La Figura 1.10 muestra algunos detalles de la instalación del Spar de Oryx. La tecnología de las plataformas de mástil tipo boya o Spar buoys es relativamente nueva en cuanto a la aplicación en desarrollo de campos en aguas profundas. Aunque a la fecha todavía se están realizando investigaciones acerca de la dinámica de los sistemas anclados, de la hidrodinámica del oleaje de superficie, del comportamiento de los Spar buoys, de la interacción entre risers adyacentes, del comportamiento entre componentes en ambiente marinos, de la caracterización de suelos marinos, del comportamiento de cimentaciones, de la soldadura homopolar y de la dinámica de olas no lineales, el panorama es todavía muy vasto y falta mucho por desarrollar y obtener la mejor tecnología de explotación de campos en aguas profundas al mejor costo posible.

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FIGURA 1.9 PLATAFORMA DE MÁSTIL TIPO BOYA (SPAR BUOYS)

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1.4 PARÁMETROS OCEANOGRÁFICOS A CONSIDERAR

PARA LA SELECCIÓN DE PLATAFORMAS SEMISUMERGIBLES

1.4.1 CORRIENTES OCEÁNICAS INTRODUCCIÓN Las fuerzas físicas y geográficas que producen la circulación de la atmósfera también afectan las aguas de los océanos. Tanto el aire como el agua reaccionan al calentamiento y enfriamiento, ambos tienen peso y fluidez y ambos están sujetos a los efectos de rotación de la Tierra. A continuación se citan algunos de los movimientos de la superficie de los océanos que afectan las operaciones marinas. La circulación general de las aguas de los mares se ha establecido y por lo tanto es predecible. CORRIENTES Las corrientes son responsables del movimiento del enorme volumen de agua de un lado del océano al otro. El agua transportada por las corrientes lleva consigo la energía térmica que ha sido absorbida de los rayos solares, la cual afecta a los vientos, a las olas y al estado del tiempo en su nuevo ambiente. Un mapamundi con las principales corrientes marítimas muestra solamente las corrientes de la superficie de los océanos. Las corrientes que reemplazan el volumen de agua movida de esta manera, generalmente son consideradas menos importantes y no se delinean en el mapa. Las corrientes son clasificadas como frías o calientes. Algunas de las corrientes típicas del hemisferio norte son: la corriente caliente del Golfo que fluye en dirección norte desde el Golfo de México a la Florida en los Estados Unidos a lo largo de la costa oriental de América del Norte y vira luego hacia el este, cerca de la isla Nantucket; la corriente caliente japonesa que fluye en dirección noreste a lo largo de la costa oriental del continente asiático y vira en dirección este, cerca del punto a 50° de latitud norte y continúa hacia Alaska; y la corriente fría del Labrador, que fluye hacia el sur y se encuentra con la corriente del Golfo, ejerciendo gran influencia sobre los vientos y estados del mar.

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Las corrientes en los océanos del hemisferio sur fluyen en dirección contraria a las de los océanos del hemisferio norte. En ambos hemisferios, las corrientes cálidas fluyen alejándose del ecuador. En cambio, las corrientes frías fluyen hacia él, por ejemplo: la corriente cálida ecuatorial del sur del Atlántico fluye en dirección norte a lo largo de la costa occidental de Sudamérica. En general, es cierto que todas las superficies de los océanos están en movimiento. Solo el agua a grandes profundidades se mantiene relativamente estacionaria. Las corrientes y contracorrientes, algunas designadas con el nombre del área adyacente, cubren la totalidad de las superficies oceánicas. La velocidad de las corrientes varía debido a ciertos factores tales como la densidad del agua y la dirección y velocidad de los vientos. Dentro de una fluctuación promedio de 0.5 a 4.0 nudos, la mayoría de las corrientes se mueven a velocidades de 1.0 a 2.0 nudos. Aunque estas velocidades parezcan pequeñas, se deben tomar muy en cuenta al diseñar los cimientos o bases estructurales para plataformas marinas. CORRIENTE DE LAZO La circulación del Golfo de México está relacionada con la influencia de las aguas cálidas y salinas que entran a través del Estrecho de Yucatán y salen por el de Florida. Parte del agua que penetra al Golfo por el Canal de Yucatán se devuelve por contracorrientes. A su paso por la Cuenca del Golfo, un volumen de las aguas de corriente forma anillos que se desplazan al interior, los cuales tienen una circulación anticiclónica e influyen en las aguas adyacentes, generando movimientos en sentido opuesto, constituyendo remolinos ciclónicos. El resto de las aguas continúan su viaje hacia el Estrecho de Florida formando un meandro. Este comportamiento configura una franja ligeramente plegada hacia el este a manera de un cordón a lazo, de donde proviene su nombre: “Corriente de Lazo”. Esta corriente es un flujo de agua de alta salinidad de 36.7 % y temperaturas superficiales durante el verano de 28 a 29 °C, que se reducen durante el invierno a 25 y 26 °C.

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1.4.2 PARÁMETROS OCEANOGRÁFICOS MASAS DE AGUA Las masas de agua del Golfo de México han facilitado el análisis e identificación de sistemas complejos de corrientes y masas de agua. En 1971 se estableció la existencia de varias capas o masas de agua en el Golfo de México. La capa superficial es conocida como capa de mezcla. Normalmente ocupa los primeros 100 o 150 m, por lo que se ve muy afectada en sus características físicas y circulación por fenómenos climáticos atmosféricos (principalmente vientos) y por el flujo de aguas cálidas y salinas que constituyen a la Corriente de Lazo, la cual penetra al Golfo de México por el Canal de Yucatán. La fluctuación estacional de los factores anteriores conduce a cambios en las características físicas de esta primera capa. Los meses de invierno y verano son los más extremosos en el patrón de circulación superficial. Durante el invierno se presentan las temperaturas más bajas del ciclo anual, que resultan de los frentes polares y vientos fríos o nortes, por lo cual la influencia cálida de la Corriente de Lazo puede ser fácilmente observada mediante las isotermas superficiales. Fuera de esta corriente la temperatura sigue un gradiente latitudinal. En el norte del Golfo de México, las temperaturas descienden hasta los 19 o 20 °C, representando un verdadero contraste con los 26 °C de las aguas caribeñas. El patrón de salinidad en invierno es semejante al de la temperatura. Las salinidades menores se presentan en el norte del Golfo, donde a pesar de ser una zona somera, la época y la influencia de los ríos abaten las salinidades hasta niveles de 32.16 %. La zona del Banco de Campeche mantiene salinidades de 36.4 a 36.6 % superiores a los del resto del Golfo y de la corriente del Caribe. Este patrón se origina a partir de la fricción de las capas de la Corriente de Yucatán que tocan la plataforma de la península y afloran a la superficie, dispersándose sobre ella. Durante el verano los índices de insolación y calentamiento de las aguas del Golfo de México alcanzan su máximo, por lo que la temperatura y salinidad de toda la cuenca se ve afectada, sobre todo las partes someras. Por debajo de los 250 m y hasta los 900 m, se ubica una gran capa con temperaturas que van de 19 a 6.3 °C y salinidades de 33 a 35 %. En esta capa se

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observan dos aspectos importantes, uno de ellos es la detección del valor mínimo de oxígeno, por lo que se le puede llamar capa de mínimo oxígeno. Este valor modifica su profundidad de acuerdo a las características batimétricas de la zona, a la velocidad y al flujo de la Corriente de Lazo. Las capas del oeste del Golfo, ajenas a la Corriente de Lazo, muestran una capa de mínimo oxígeno muy amplia, que va desde los 200 hasta los 500 m de profundidad; sin embargo, los patrones de circulación ciclónica y anticiclónica comunes en esta zona pueden modificar su profundidad. El flujo permanente en aguas hacia los 1,000 m de profundidad, probablemente no es mayor a 10 cm/seg en relación con las aguas del fondo. Sin embargo, con base en escasas mediciones, se dan corrientes horizontales fuertes no permanentes en aguas profundas y de fondo del Golfo. DENSIDAD Las determinaciones de las masas de agua presentes en el Golfo de México y en el Mar Caribe, son importantes para establecer su ubicación en la columna de agua y conjuntamente con la temperatura y la salinidad, determinar los patrones de circulación seguidos por ellas. La densidad del agua puede cambiar en función de la profundidad, en ocasiones de manera brusca, constituyendo una picnoclina (capa de discontinuidad que en los mares y en los lagos profundos separa la capa superior, de agua menos densa, de la parte inferior, más densa). Esta capa suele estar muy asociada a una termoclina (capa de discontinuidad que en los mares y en los lagos profundos separa la capa superior, de agua más cálida, de la parte inferior, más fría) y a contenidos bajos de oxígeno, de modo que su profundidad se ve modificada dentro de las cuencas del Golfo de México y el Mar Caribe por sus patrones de circulación. La Bahía de Campeche presenta un patrón de densidad que muestra los máximos hacia la región litoral y la formación de dos núcleos de afloramiento frente a la Isla de Ciudad del Carmen, Camp, que se define claramente a 15 y 25 m de profundidad, denotando la influencia del agua oceánica del oeste al este. Además, es clara la influencia costera sobre las masas oceánicas, ya que se detectaron tres isopicnas (una isopicna es una línea que une puntos de igual densidad) dirigidas en sentido opuesto a las de influencia oceánica.

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En la Bahía de Campeche, durante el mes de junio, se observa la presencia de un núcleo de alta densidad ubicado frente a los ríos Frontera y San Pedro, que se muestra en su perfil vertical, mediante una deflexión ascendente de las isopicnas, de manera semejante a lo que ocurre con las isotermas. Esta deflexión muestra la presencia de una circulación ciclónica, que es característica de esta zona. Hacia la parte oriental del Banco de Campeche, la disposición de las isopicnas permiten demostrar la influencia de aguas más densas, resultantes del afloramiento que ha sido detectado durante el mes de junio, cuyas aguas pueden llegar hasta esta zona desplazándose sobre la plataforma norte de la Península. Como consecuencia de este fenómeno, las aguas más cercanas a la costa suelen ser significativamente más densas y frías que las más alejadas. TERMOCLINA En el oeste del Golfo de México, la termoclina es poco profunda, mostrándose en ocasiones por arriba de los 50 m. En la Sonda de Campeche, se localizó la termoclina a 50 m. Por debajo de esta se observó una ascensión resultante de giros ciclónicos; sin embargo, esto no afecta a la ubicación de la termoclina manteniéndose al mismo nivel que las aguas de su entorno. 1.4.3 MAREAS Las mareas se deben al ascenso y descenso de la superficie de los océanos y cuerpos de agua (tales como golfos y bahías) conectados con los océanos. Las mareas ocurren dos veces al día y son causadas por la atracción gravitacional del sol y la luna. Estas suceden desigualmente en diferentes zonas de la tierra. El sol y la luna tienen masa, la cual ejerce una fuerza gravitacional sobre la tierra. Ésta fuerza varía de acuerdo a la masa. La fuerza mayor es ejercida sobre la superficie que queda perpendicular a la línea de fuerza entre uno de los cuerpos y la tierra. Ya que la tierra completa una rotación de su superficie hacia el sol cada 24 horas, el período de la fuerza del sol sobre las mareas es de 12 horas. La luna gira alrededor de la tierra en la misma dirección en que la superficie de la tierra gira hacia el sol; por lo tanto, el período de la fuerza de la luna sobre las mareas es un

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poco más largo que el del sol, aproximadamente 12 horas y 25 minutos. El alcance máximo de mareas, llamado marea viva, ocurre cuando hay luna nueva o llena. El alcance mínimo de mareas, llamado marea muerta o marea de cuadratura, ocurre cuando las líneas de la fuerza de la luna y del sol sobre la tierra son perpendiculares entre sí. Las mareas ordinarias son totalmente predecibles y se pueden obtener tablas de mareas para casi cualquier cuerpo de agua conectado a los océanos. Las corrientes de mareas son muy importantes para las operaciones en dársenas, en donde ocurren mareas extraordinariamente altas. Los tsunamis, u olas gigantes, que ocurren en el Pacífico Norte a menudo son denominadas maremotos. En realidad, los maremotos son olas de largo período producidas por terremotos submarinos en los que el súbito movimiento ascendente de grandes volúmenes de agua transfieren la energía desde del suelo del océano hasta la superficie. Los efectos de esta transferencia de energía son menos graves en aguas profundas, pero en aguas someras o en la costa, enormes olas pueden inundar el litoral y destruir embarcaciones e instalaciones. Hay un sistema de alarma para los maremotos del Pacífico usado para alertar a los barcos e instalaciones en las áreas que pueden ser afectadas. Las mareas tempestuosas están asociadas con fuertes ciclones tropicales (huracanes o tifones). En el Golfo de México, las mareas tempestuosas son hasta de 20 pies (6 m) e inundan las playas y tierras bajas cuando se acerca una tormenta fuerte, a veces hasta con 24 horas de anticipación. Las mareas en la mayor parte del Golfo de México son de tipo diurno con algunas regiones de mareas mixtas, como las zonas noreste y noroeste del Golfo, reportándose componentes semidiurnos para la Sonda de Campeche. La presencia de mareas mixtas y semidiurnas en algunas localidades del Golfo de México podrían deberse principalmente a la interacción entre la onda mareal y la topografía dominante de cada lugar; por ejemplo, la zona noreste constituida por la plataforma continental de Florida presenta un escarpe y diferentes irregularidades topográficas que pueden provocar la formación de mareas mixtas, además de la influencia de los vientos de esa región.

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1.4.4 FORMACIÓN DE LAS OLAS OLAS Y OLEAJE Las olas se forman debido al contacto de fricción del viento que sopla sobre la superficie del agua. Los vientos raramente están calmados ya que hay diferencias de presión horizontales y verticales. Han surgido varias teorías sobre la iniciación de las olas. La idea de que tanto los golpes o ráfagas de viento como los vientos persistentes afectan la propagación de las olas, parece lógica. Sobre la superficie del agua aparecen primero arrugas o fruncidos y luego se forman las olas. Estas no ocasionan transferencias masivas de aguas, sino transmisión de energía. La fuerza generada por la velocidad del viento es transmitida de una partícula de agua a otra, con apenas una minúscula pérdida de energía. Las áreas de propagación de las olas son aquéllas en donde hay una cierta fuerza de vientos persistentes que soplan en una misma dirección, durante un período de tiempo prolongado. Este lugar de propagación de las olas generalmente se define como la distancia sobre la que sopla el viento para producir olas dentro de un límite dado, como se ilustra en la Figura 1.11. Una vez en movimiento, las olas continuarán hasta que la energía que contienen haya sido transferida a la capa de aire que las cubre o al suelo marítimo. A las olas que continúan más allá del campo de los vientos que las formaron se le llama oleaje, o marejada. En las aguas someras, la energía de las olas está concentrada en una banda estrecha que produce crestas y rompientes de ola, llamadas resaca. Un golpe de mar es un cambio brusco de elevación que altera el nivel normal de la superficie del océano a lo largo de un litoral, causado por la presión del viento sobre la superficie del agua. A veces esto se llama marea de origen eólico o marea de viento.

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DESCRIPCIÓN DE LAS OLAS Los parámetros a considerar en una ola son los siguientes:

Altura Largo Periodo Altura Significativa Celeridad

La altura de una ola es la diferencia de elevación entre la cresta y el valle, o cavidad, de la ola. La cresta es el punto más alto en la parte delantera de la ola y el valle es el punto más bajo en la superficie del agua entre una cresta y la siguiente, como se muestra en la Figura 1.12. El largo de una ola es la distancia horizontal entre crestas o valles de olas sucesivos. El período de una ola es la cantidad de tiempo que requiere el largo de la ola para pasar por un punto dado. La altura significativa de una ola es un concepto originado por la observación de la superficie del mar. Puesto que los observadores tienden a tomar nota del promedio de las olas más altas que ellos observan, las olas significativas quedan definidas como el promedio del tercio de olas más altas en un estado del mar. La altura significativa también se puede usar para calcular la altura máxima de una ola, pueden variar en su cálculo entre la mitad hasta el doble del valor real. Algunos observadores tienden a ignorar las olas más pequeñas incluyendo solamente las olas más grandes en sus promedios. Para fines de diseño de los equipos marinos, se considera la ola más alta en los últimos cien años. Este es el criterio de los cien años. También se utiliza el criterio de los cincuenta años. Celeridad es el término usado para designar la velocidad de la ola, generalmente expresado en pies (o metros) por segundo. El lugar de propagación de las olas puede tener cientos de millas de largo. La altura y la fuerza máximas de las olas quedan en el límite a sotavento del lugar de

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propagación. Los oleajes de otros lugares de propagación o de tormentas distantes se mezclan y producen un número infinito de diseños o patrones de olas y de oleajes cuando se mezclan las sucesivas olas intersectoras. 1.4.5 VIENTOS El patrón se establece con vientos dominantes del este durante los meses de febrero a septiembre y el resto del año, cuando los vientos son frecuentes, provienen del noreste. Los vientos se califican como veloces ráfagas durante el periodo de octubre a abril, principalmente en noviembre a diciembre, donde alcanzan hasta 12 nudos. CIRCULACIÓN GENERAL DE LA ATMÓSFERA El calentamiento y enfriamiento desigual en la superficie de la tierra, en combinación con los efectos de la rotación, producen la circulación de la atmósfera. Hablando en términos generales, se podría decir que la atmósfera de la tierra está compuesta de células en las que ocurren el calentamiento, enfriamiento y la mezcla de éstos. En ambos lados del ecuador existen áreas tropicales en donde se producen el calentamiento máximo; en los polos ocurre el enfriamiento máximo; y entre las células tropicales y las polares, existen las zonas templadas donde ocurren mezclas y modificaciones de masas de aire. FUERZA DE CORIOLIS La fuerza de Coriolis puede ser definida como una “fuerza deflectiva aparente” que causa que un cuerpo en movimiento en el hemisferio norte siga una trayectoria curvada hacia la derecha y que un cuerpo en movimiento en el hemisferio sur curve hacia la izquierda. Este es un fenómeno ocasionado por la alta velocidad tangencial de la superficie de la tierra cerca del ecuador y la reducción de la velocidad tangencial en las latitudes superiores.

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CONFIGURACIÓN DE VIENTOS DOMINANTES El calentamiento, enfriamiento y la fuerza de Coriolis produce patrones o configuraciones de vientos que persisten durante todo el año con algunas modificaciones estacionales. Del Polo Norte al Polo Sur estos son:

1. Los vientos polares orientales en el ártico. Vientos del noreste hacia el frente polar.

2. Los vientos dominantes occidentales en la zona templada del norte. Vientos del suroeste hacia el frente polar.

3. Los vientos alisios en la mitad del norte de la zona ecuatorial. Vientos entre la latitud del “caballo” y las zonas de calmas ecuatoriales, soplando casi continuamente hacia el ecuador desde el noreste.

4. Los vientos “alisios” en la mitad sur de la zona ecuatorial, tales como los anteriores pero soplando hacia el ecuador desde el sureste.

5. Los vientos dominantes occidentales en la zona templada del sur. Vientos del noroeste hacia el frente polar.

6. Los vientos polares orientales en la antártica. Vientos del noroeste hacia el frente polar.

Los cambios estacionales en calentamiento y enfriamiento debidos a la inclinación de la tierra cambiarán por varios grados el lugar de las altas y bajas presiones que son asociadas con estos vientos. Sin embargo, hay cinco latitudes que son generalmente usadas:

El ártico. Entre 65° latitud norte y el Polo Norte. La zona templada del norte. 30° latitud norte a 65° latitud norte. La zonas tropicales. Entre 30° latitud norte y 30° latitud sur. La zona templada del sur. 30° latitud sur a 65° latitud sur. La antártica. Entre 65° latitud sur y el Polo Sur.

MASAS DE AIRE Cuando los cuerpos de aire con propiedades uniformes de calentamiento y enfriamiento permanecen estacionarios sobre una área vasta, adquieren características especiales de temperatura y contenido de humedad. Dichos

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cuerpos se conocen como masas de aire. Las áreas donde se forman las masas de aire se denominan regiones de origen. Las masas de aire que se desarrollan sobre áreas terrestres son designadas como continentales (c); aquellas que se desarrollan sobre áreas del mar son llamadas marítimas (m) y las que se desarrollan sobre las zonas polares se llaman árticas (A). NORTES El Golfo de México y Mar Caribe presentan una circulación de vientos formados por masas de aire polar que se establecen hacia el sur a través de Estados Unidos, con vientos de dirección boreal, cuya intensidad alcanza frecuentemente rachas fuertes, violentas o huracanadas. Los nortes por lo general soplan de noviembre a marzo. Los de carácter severo ocurren de diciembre a febrero, pero ocasionalmente pueden presentarse posteriormente. Estos vientos afectan solamente a la región noroeste del Caribe y su dirección varia de noroeste a noreste con velocidades de 50 a 100 km/hr, pudiendo alcanzar rachas aun mayores. Los nortes por lo general tienen una duración máxima de dos días pero las tormentas severas pueden permanecer hasta cuatro días, generando lluvias, chubascos y un marcado descenso de la temperatura. FRENTES Un frente es una zona de transición o superficie de discontinuidad entre cuerpos de aire distintos. Los frentes yacen en áreas de baja presión. una situación típica que produce bajas de presión es una convergencia de vientos en la superficie. Se encuentran ejemplos de esta situación cerca del ecuador y en la convergencia de los vientos polares orientales y vientos dominantes occidentales. Estas zonas de baja presión cerca de las latitudes de 60° son los frentes polares. La región más notable de bajas de presión que se puede detectar durante la mayor parte del año es una zona creada por la circulación general cerca del ecuador llamada zona de convergencia tropical (ZCT). La ZCT generalmente permanece entre los 15° al uno y otro lado del ecuador, desplazándose hacia el

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norte durante el verano del hemisferio norte y hacia el sur del verano del hemisferio sur. Existen cuatro tipos de frentes de masas de aire:

Fríos Calientes Estacionarios Ocluídos

El frente frío es el punto delantero de una masa triangular de aire más frío que el aire que reemplaza en la superficie. El aire caliente se levanta por encima del aire frío. En situaciones en las que el movimiento del frente es rápido, existe suficiente humedad en el aire caliente y hay capas inestables de aire, se puede generar una tormenta o turbonada. Encabezando al frente, los chubascos lineales que contienen tronadas producen tiempo turbulento prefrontal. Los frentes calientes ocurren cuando el aire caliente reemplaza al aire frío, cuando éste ultimo está en retirada. Generalmente los vientos en este caso son menos violentos que cuando se acerca el frente frío y la precipitación es en forma de aguaceros o lloviznas repentinos y breves. Los frentes estacionarios indican la falta de movimiento horizontal de dos masas de aire adyacentes. Una situación típica es cuando persiste el mal tiempo que parece ser parte de un frente caliente. El frente ocluído es el existente cuando el aire más frío reemplaza al aire menos frío de la superficie y causa el deslizamiento ascendente del frente existente desde la superficie a una posición elevada. Esta situación se asocia generalmente con la formación de un área de baja presión a lo largo de un frente, y esto, en una serie de mapas, aparecería como la trayectoria de una tormenta. MEDICIÓN DEL VIENTO La escala de Beaufort. La dirección del viento siempre se indica según el rumbo geográfico desde donde sopla. Un viento noreste es un viento que sopla, como su nombre lo dice, desde el noreste. Las flechas de viento, o líneas de flujo, utilizadas en los mapas climatológicos usa la varilla de la flecha para indicar la dirección del viento y las plumillas de la cola para especificar la velocidad del

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mismo. También se puede indicar la velocidad de los vientos usando los números de la escala de Beaufort, como se ve en la Tabla 1.1.

TABLA 1.1 ESCALA DE BEAUFORT CON EQUIVALENCIA DE VELOCIDADES DE VIENTO

NÚMERO DE VELOCIDAD DEL VIENTO BEAUFORT

NUDOS MILLAS POR

HORA Km POR HORA

O O O 0 1 1-3 1-3 1.6-4.8 2 4-6 4-7 6.4-11.2 3 7-10 8-12 12.8-19.2 4 11-16 13-18 20.8-28.8 5 17-21 19-24 30.4-38.4 6 22-27 25-31 40.0-49.6 7 28-33 32-38 51.2-60.8 8 34-40 39-46 62.4-73.6 9 41-47 47-54 75.2-86.4

10 48-55 55-63 88.0-100.8 11 56-63 64-73 102.4-116.8 12 64-71 74-83 118.4-132.8

1.4.6 CONDICIONES PELIGROSAS DEL TIEMPO MAL TIEMPO OCASIONADO POR LOS FRENTES Un ejemplo típico de un frente meteorológico activo en los EE. UU. ocurre en el límite sur de la cúpula de aire polar que se extiende ampliamente hacia el sur desde las regiones polares durante los meses de invierno. Las masas de aire polar marítimas (mP) viajan desde el Pacífico en dirección este a través de los EE. UU. Las masas de aire polar continentales (cP) viajan desde la superficie terrestre del Canadá en dirección sureste. Estas dos masas de aire más calientes y húmedas. El frente es el área de contacto o zona de transición. Puesto que el aire frío tiene forma de triángulo, o cuña, el frente forma un declive hacia atrás, en dirección oeste o norte. El aire frío a nivel del suelo reemplaza al aire más caliente sobre la superficie, siguiendo un patrón irregular parecido al de las olas que avanzan sobre una playa.

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El aire frío que avanza produce un frente frío, mientras que el aire frío que se retira produce un frente caliente. A lo largo del frente se forman olas u ondas, a la vez que las áreas de baja presión se van formando e intensificando dando como resultado el mal tiempo. Las tempestades viajan a través de los EE. UU. del suroeste al noreste a lo largo de ambos lados de los frentes sobre la superficie. Estas tempestades que avanzan a lo largo de los frentes siguen una trayectoria predecible. Se producen las tormentas de nieve y tempestades de rayos. Los frentes fríos que avanzan rápidamente producen ventiscas y chubascos cuando la energía térmica se suelta bruscamente en aire inestable que contiene grandes cantidades de humedad y calor. En algunas estaciones del año, y en ciertas áreas, se producen los tornados. CICLONES TROPICALES, HURACANES Y TIFONES La circulación ciclónica de la atmósfera va hacia la izquierda, o en dirección contraria al sentido del reloj, en el hemisferio norte y a la derecha, o en el sentido del reloj, en el hemisferio sur. La ciclogénesis, que significa el origen de un ciclón, comienza en áreas donde hay considerable calor. Un volumen enorme de aire se expande y asciende, produciendo baja presión en áreas cerca de la banda ecuatorial de bajas de presión. Periódicamente se forman olas orientales en algunas de estas zonas de baja presión y el sistema de baja presión se va intensificando mientras más energía térmica se va incorporando al sistema por medio de vientos convergentes en la superficie. La Figura 1.13 muestra la formación de tres anillos anticiclónicos durante un seguimiento de ocho meses, dirigiéndose todos ellos hacia el oeste. La presencia múltiple de éstos sugiere que se están formando continuamente. El Banco de Campeche es una zona donde los giros ciclónicos han sido detectados. Cochrane menciona la existencia de dos lenguas de agua fría ubicadas una a cada lado del Lazo, las cuales forman unas zonas ciclónicas que pueden desprenderse, dirigiéndose una hacia Florida y la otra al oeste hasta alcanzar el Banco de Campeche, para más tarde desaparecer al ponerse en contacto con la plataforma oeste. El proceso de desarrollo al parecer es el mismo en ambas localidades y pueden tener una formación simultánea, sobre todo cuando se originan a finales del verano, ya que presentan una intensidad comparable; sin embargo, los que se

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configuran en abril y mayo se observan ligeramente más débiles en la Bahía de Campeche (Figuras 1.14 y 1.15). La profundidad de la isoterma de 15°C fue utilizada por Vázquez de la Cerda para determinar la circulación anticiclónica frente a las costas de Tamaulipas (Anticiclón Mexicano) durante agosto, encontrando también una zona anillada de menor extensión ubicada al sur del anticiclón sobre la Sonda de Campeche, cuya isoterma se localizó a 150 m de profundidad, comparativamente con los 250 m en que fue encontrada en un anticiclón en el centro del golfo, mostrando de esta forma, las bajas temperaturas que lo caracterizan (Figura 1.16). Durante la ciclogénesis, la tormenta en formación pasa por varias etapas, siendo la baja de presión barométrica una característica de cada etapa. Algunas de las características presentes son los fuertes vientos repentinos con turbonadas y condiciones generales que clasifican el fenómeno como una depresión o un disturbio tropical. Cuando los vientos llegan a la clasificación 11 en la escala de Beaufort, con velocidades de 56 a 63 nudos, se trata de una tormenta tropical. El número 12 en la escala de Beaufort, con vientos de 64 nudos (75 mph ó 120 km por hora) de velocidad, indica la presencia de vientos huracanados. Solamente unos pocos vientos con intensidad de huracán nacen cada año en los dos hemisferios. Los huracanes que nacen en el Caribe se trasladan primero en dirección oeste con tres trayectorias principales: 1. Algunos huracanes viran en dirección noroeste y luego, después de azotar la

costa oriental de Estados Unidos, viajan al noreste y este. 2. Otros entran al Golfo de México y continúan en dirección oeste dentro de

México, cambiando de rumbo a veces en dirección noreste antes de perder su intensidad.

3. Los huracanes más catastróficos entran al Golfo de México, viran luego hacia el noroeste para azotar las costas de Texas o Louisiana y siguen luego hacia el noreste antes de salir del continente.

Los tifones que nacen en mar abierto al este de las Islas Filipinas son huracanes con trayectorias similares. Pueden azotar las costas del continente asiático y desplazarse luego hacia el este bajo la influencia de los vientos predominantes occidentales.

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FIGURA 1.14 MODELO DEL PATRÓN DE CIRCULACIÓN DEL BANCO DE CAMPECHE (PRIMAVERA)

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FIGURA 1.15 MODELO DEL PATRÓN DE CIRCULACIÓN DEL BANCO DE CAMPECHE (OTOÑO)

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El término ciclón se usa para designar tempestades tipo huracán, principalmente en el área de Australia. Es necesario recordar que la circulación ciclónica es diferente en el hemisferio sur y debe esperarse una trayectoria de tempestades diferente. Los ciclones tropicales mas conocidos como huracanes, se forman en el Hemisferio Norte en las regiones oceánicas ecuatoriales al norte de los 5° de latitud, desde mayo hasta principios de noviembre. México presenta cuatro zonas matrices de formación de huracanes, tres de las cuales se ubican en el Caribe y Golfo de México, como se muestra en la Figura 1.17. La primera de ellas aparece en el suroeste del Golfo de México en la Sonda de Campeche e inicia su actividad en junio formando sistemas lluviosos que poco a poco se intensifican de modo que en julio configuran verdaderas tormentas y ciclones que suelen dirigirse hacia el noroeste. El Caribe Oriental es la segunda zona matriz establecida en julio, cuando el calentamiento de la zona es elevado, dando origen a huracanes de gran recorrido y potencia. La tercera zona se ubica en la porción Atlántica formando huracanes aún mas potentes que la anterior. Estas zonas matrices pueden desarrollar desplazamientos ya que están en función de la formación de centros de máximo calentamiento marino asociado a la derivada de la corriente del “Golf Stream”, de modo que la Sonda de Campeche puede modificar su posición 400 millas al noreste, la del Caribe Oriental puede ubicarse entre Jamaica e Isla Swam 900 millas al oeste fuera de su centro original y la región del Atlántico puede ser desplazada hasta 1,000 millas al noroeste localizándola cerca de Las Bermudas. Los huracanes en el Mar Caribe formados en la región occidental durante junio y julio se repiten a finales de septiembre, octubre y noviembre, generalmente viajan hacia el noroeste o hacia el noreste atravesando la Península de Yucatán hacia el Golfo de México y desapareciendo sobre las costas de Estados Unidos. La región de origen del Atlántico Tropical desarrolla huracanes durante agosto y septiembre, los que pueden tener gran intensidad al pasar sobre el Caribe y Golfo de México. Suelen comportarse como aquellos originados en el Caribe

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Occidental ; sin embargo, tienden a recurvar su dirección hacia el norte alcanzando las Islas Bahamas y Bermudas. La evolución de los huracanes esta condicionada a la cantidad de energía liberada en forma de calor de modo que las aguas tibias del Golfo de México proporcionan una gran cantidad de vapor de agua que actúa como vivificador de los huracanes. Estos fenómenos son capaces de alterar el patrón de circulación modificándolo de modo importante, como fue el caso del huracán “Henry” que se originó durante septiembre de 1979 en la Sonda de Campeche, cuyos efectos mostraron una fuerte desviación del flujo normal este - oeste de la corriente que se desplaza en el norte de la Península de Yucatán, creando una circulación costera con dirección oeste - este. Al primer indicio de condiciones con posibilidad de huracanes, todos los servicios meteorológicos se unen en un esfuerzo cooperativo para seguir su desarrollo, determinar su trayectoria probable y establecer su intensidad. Se hacen observaciones aéreas, volando a gran altura dentro de la tempestad. Se ponen en funcionamiento los procedimientos de advertencia y alerta y la tempestad queda bajo atento escrutinio hasta que se disipe o se desplace en dirección este, fuera de las rutas de navegación. El Circuito de Tempestades del Servicio Meteorológico Nacional (National Weather Service Severe Weather Circuit) y el Servicio de Advertencia de Huracanes (Hurricane Warning Service), ambas agencias estadounidenses, juegan papeles importantes cuando hay amenaza de tempestad. En México, es el Servicio Meteorológico Nacional, el encargado de dar seguimiento a esos fenómenos. 1.4.7 ASPECTOS ENERGÉTICOS El Golfo de México ha sido considerado como una fuente de energía, en donde la evaporación es el proceso principal de transporte de calor a la atmósfera. Se ha calculado que este sistema cede 33 w/m. En el balance del Golfo se observa un proceso dinámico mediante el cual en algunas épocas del año el calor puede ser absorbido y mantenido en las capas inferiores de agua y en otras ser utilizado y transmitido a la atmósfera, manteniendo de esta manera, el sistema en movimiento.

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La circulación del Golfo de México, especialmente la intromisión de la Corriente de “Lazo” y la formación de anticiclones, tiene un papel fundamental en el transporte de energía dentro del sistema y a partir de la cual el balance energético se mantiene. La primavera representa la época del año durante la cual el Golfo de México tiene la mayor ganancia de calor. Las características meteorológicas de baja nubosidad permiten que los rayos solares incidan sobre la superficie acumulando esta energía en las casos superficiales. Durante el verano, el calor ya acumulado en la primavera se incrementa aun mas por las condiciones de cielo despejado, de modo que la temperatura del agua aumenta a mediados de esta época. El Golfo de México durante el verano sufre un aumento de la nubosidad, la cual alcanza su máximo por la presencia de los vientos húmedos huracanados, de manera que la evaporación expresa su valor mínimo durante el año (100 mm) ; aunque la humedad y la temperatura continúan siendo altas.. El Golfo de México comienza a perder el calor acumulado durante la primavera mediante estos procesos y se inicia la reducción de la Corriente de Lazo, la cual forma anticiclones de menor intensidad durante junio y julio a fin de restablecer esta ligera pérdida. En agosto, una vez logrado esto, la corriente de nuevo incrementa su flujo. Los anticiclones pueden también representar una fuente de sal ya que durante las épocas de baja temperatura y humedad se favorece la pérdida de calor por evaporación ; sin embargo, cuando los anticiclones se dispersan transportando aguas salinas dentro del Golfo de México, la evaporación se dificulta. Al iniciarse el invierno los anillos anticiclónicos de alta intensidad formados a finales del otoño y algunos originados durante diciembre, mantienen el balance energético del Golfo de México. 1.4.8 PRINCIPIOS BÁSICOS DE LOS SISTEMAS DE AMARRE Las fuerzas ambientales que caen sobre la unidad flotante perforación son contrarrestadas por las fuerzas reestablecedoras proporcionadas por las tensiones de las líneas de amarre. Las tensiones de las líneas de amarre, a su vez, son transmitidas a las anclas en el lecho marino. Para poder comprender los sistemas de amarre tendido desde un punto de visto físico, es necesario

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considerar los principios básicos que rigen el comportamiento de las anclas y líneas de amarre. FUERZA DE RETENCIÓN DEL ANCLA El ancla es una de las piezas de equipo más importantes en un sistema de amarre tendido. Hay formas correctas e incorrectas de funcionamiento de un ancla. Un ancla que está funcionando bien tiene la caña en posición horizontal, las uñas desenganchadas a un cierto ángulo predeterminado y el ancla enterrada de tal manera que si ocurriese un aumento en la tensión horizontal, se enterraría aún más profundamente. Las líneas de amarre también deben quedar en forma horizontal, aunque un ligero ángulo fuera del plano horizontal es aceptable hasta un máximo de 6°. Cualquier tirón vertical significante mayor a los 6° desalojará al ancla. En suelos de lodo blando, las uñas a veces no se desenganchan, o el ancla queda con su mecanismo de uñas y cruz abierto por una enorme masa de lodo. Este problema se llama embolamiento. La fuerza retentiva, o el poder de retención, de una ancla se expresa a menudo como “relación de la fuerza retentiva” que se define como la tensión de la línea de amarre del ancla, dividida entre el peso del ancla en el aire. Un ancla eficiente debe tener una alta relación de fuerza retentiva; es decir, deberá desarrollar un máximo de fuerza retentiva con un mínimo de peso. Lo ideal es que la relación de la fuerza retentiva de un ancla cualquiera sea mayor de 10 para todo tipo de suelo marino, desde el suelo arcilloso y arenoso hasta el suelo de lodo blando. Una regla más conservadora estipula que la fuerza retentiva de un ancla debe estimarse como el triple de su peso. R. W. Beck (1972) confirmó que la fuerza retentiva máxima está influenciada por cambios en el ángulo de la uña. Para un suelo blando, el ángulo de la uña debería fijarse aproximadamente a 50°. En lugares donde el suelo es duro, el ángulo de la uña debería cerrarse hasta aproximadamente 30°. Fue indicado por M.A. Childers (1972) que en áreas de suelo duro se ha aumentado la fuerza retentiva del ancla afilando los bordes de la uña con un soplete de corte y aumentando la longitud del cepo. Esto impide que el ancla se voltee y da a las uñas más capacidad para enterrarse en el suelo.

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CURVAS CATENARIAS La porción suspendida de una línea de amarre caerá por su propio peso, formando una curva que se conoce como una curva catenaria. La proporción de la longitud total de la línea de amarre con respecto a la profundidad del agua se denomina alcance. Las líneas de amarre para unidades flotantes de perforación generalmente tienen alcances mínimos de 5.0 a 7.0, es decir, una longitud total que viene a ser de 5 a 7 veces el tirante del agua. Además del peso de la cadena, la fuerza de las olas y la fuerza de la corriente afectan a las líneas de amarre. Sin embargo, estos efectos son relativamente menores y por lo general no se les toma en cuenta para propósitos técnicos. La tensión de la línea de amarre calculada sin tomar en cuenta estas fuerzas, generalmente concuerda con la tensión medida en el campo. Para calcular la tensión de la línea de amarre es necesario tener en cuenta que la línea es perfectamente flexible, es decir, que no tienen rigidez flexional alguna. De esta manera, se elimina la posibilidad de que se formen codos o dobleces a lo largo de la línea y todas las cargas deben llevarse en tensión simple. Para equilibrar las fuerzas horizontales en esta porción de la línea, la fuerza horizontal H en el guiacabos debe ser igual a la tensión total de la línea en el suelo, puesto que la cadena queda completamente tendida contra el suelo al acercarse al ancla. El peso de la línea entre el suelo y el guiacabos debe quedar sostenido por el componente vertical V de la tensión total de la línea en el guiacabos. Por consiguiente V se expresa de la siguiente manera:

V = wS (1.1) donde:

V = Componente vertical de la tensión de la línea de amarre en el guiacabos, en libras (newtons)

w = Peso sumergido, en libras/pie (newtons/metro) S = Longitud suspendida de la línea de amarre, en pies (metros)

Matemáticamente es complejo calcular la tensión de la línea de amarre; sin embargo, las expresiones finales se dan a través de las ecuaciones siguientes: T = H + wd (1.2)

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S = (d(2H/w+d))1/2 (1.3) donde:

T = Tensión de la línea de amarre en el guiacabos, en libras (newtons) H = Componente horizontal de la tensión de la línea de amarre en el

guiacabos, en libras (newtons) d = Profundidad desde el guiacabos hasta el lecho marino, en pies

(metros) La ecuación (1.2) expresa que la tensión total de la línea de amarre T en el guiacabos es igual al componente horizontal de la tensión H, más una fuerza adicional que es igual al peso sumergido de una línea completamente floja en el agua d. La ecuación (1.3) relaciona la longitud suspendida de la línea S con la fuerza horizontal H. A medida que H va aumentando, la línea se irá levantando del suelo y S también aumentará. Si una embarcación está anclada con una sola línea de amarre, la fuerza horizontal H de la línea de amarre es igual a la fuerza horizontal ambiental, la cual está constituida por el viento, las olas y la corriente marina. Si el barco está anclado con líneas múltiples, la fuerza ambiental se distribuye entre estas líneas tal como se muestra en la Figura 1.18. Para poder mantener el equilibrio, la fuerza ambiental F debe quedar balanceada por una fuerza reestablecedora neta proveniente de las líneas de amarre. F = H1 - H2 (1.4) donde

F = Fuerza ambiental total constituida por las olas, el viento y la corriente marina

H1 = Componente horizontal de tensión en la línea de amarre 1 H2 = Componente horizontal de tensión en la línea de amarre 2

El punto importante que hay que tomar en consideración en la ecuación (1.4) es que parte de la tensión H1 se usa para contrabalancear la tensión H2. Cuando F es cero, las tensiones de las líneas de amarre simplemente se equilibran mutuamente.

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Durante los períodos de turbulencia atmosférica, la tensión de las líneas a barlovento, como la línea 1, puede aproximarse a su carga máxima permisible. Una manera de reducir la tensión de la línea 1 es aflojando la línea 2 y de esta manera reducir H. La Figura 1.19 nos muestra el aumento en la fuerza reestablecedora que puede obtenerse aflojando dos líneas a sotavento en un sistema de amarre de ocho líneas para un barco de la clase “ODECO” Ocean Voyager. Como puede deducirse de la ecuación (1.2), el peso y la resistencia a la ruptura de una línea de amarre está limitado por el tirante de agua en donde se va a usar. La línea de la máxima fuerza reestablecedora, Hmáx, será la diferencia entre la tensión máxima permisible en la línea, Tmáx y el peso de la línea floja, wd. Hmáx = HTmáx - wd (1.5) Por consiguiente, Hmáx diminuye conforme d aumenta para un tipo determinado de líneas de amarre (aceptando que Tmáx y w son fijas). La disminución de Hmáx significa que el sistema de amarre puede resistir menos fuerzas ambientales. La ecuación (1.5) tipifica los límites en aguas profundas del uso de cadenas, las cuales tienen una baja relación resistencia/peso. Por lo tanto, muchos amarres para aguas profundas se diseñan con el uso de cables de acero que son más livianos y más resistentes. Sin embargo, una desventaja de los amarres ligeros es que la curva catenaria, longitud suspendida S, puede resultar demasiado larga para ser económica. Para solucionar esto se requiere el uso de líneas de amarre mixtas. La línea de amarre liviana y resistente (cable de acero) en la parte superior y la línea pesada (cadena) en la parte inferior aseguran que la tensión de las líneas de amarre sean transmitidas horizontalmente al ancla. En los sistemas mixtos es necesario emplear equipo y procedimientos especiales cuando se están usando en forma simultánea dos tipos distintos de líneas de amarre.

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146011608 5 tecnologia de la perforacion de aguas profundas

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