mÁster universitario en ingenierÍa naval y oceÁnica

PROYECTO PRELIMINAR DE UNA

PLATAFORMA SEMI-SUMERGIBLE PARA

AGUAS PROFUNDAS

ALUMNO:

JESÚS MONSERRAT TORRECILLAS

COORDINADOR:

JOSÉ ENRIQUE GUITERREZ ROMERO

FECHA:

25/02/2019

MÁSTER UNIVERSITARIO EN INGENIERÍA NAVAL Y OCEÁNICA

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA NAVAL Y OCEÁNICA

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE CARTAGENA

PROYECTO FINAL DE MÁSTER

Proyecto preliminar de una plataforma semi-sumergible en aguas profundas


Abstract

The final master thesis exposed in this document is dedicated to the prelaminar design of a

semisubmersible platform due to operate in deep water at the North Sea, where

environmental conditions are a crucial factor to take in account.

In order to develop the design neatly, a cyclic an iterative design method is followed. Firstly, an

overview of the current state of art in oil &gas industry is exposed, including different types of

platforms that are nowadays operating in the ocean. Thereafter, functional requirements

along with safety requirement which the final design of the platform shall comply are

assessed. These requirements will define the systems and equipment that the platform should

have allocated in order to perform its duties while ensuring the safety of the personal on

board.

Once the requirements are specified, optimal configuration and dimensions of the platform

are selected. In order to achieve the optimal solution, different configuration and dimensions

for each of them will be tested. Two main configurations are tested, differing in the number of

columns that the platform should have, either six or four. Eventually, four columns

configuration is selected according with structural weight and metacentric height.

Once the dimensions are fixed, the design process will take the selected platform through

different stages of design, which will utterly define the features of the platform. One stage of

design will only be finished once requirements from the Classification Society DNV-GL are met.

Firstly, the stability of the platform shall be verified. In order to ensure stability capacity of at

the platform, four conditions are considered: full storage, operation, ballast condition and

transport. Additionally, damage condition is verified, so the compartments defined are enough

to provide floatability in the event of an accident.

Following the design process, a structural analysis is developed. Firstly, longitudinal resistance

of the structure is studied for each of the four conditions previously defined. Because of this

process, a minimum modulus for the structure is defined. A selection of plates’ thicknesses and

stiffeners is developed according with the standards. Once the transversal section of the

platform is defined, its compliance with the minimum modulus is verified.

One unique feature in floating offshore structures is the mooring systems. Since these

structures are designed to operate in a fixed located during long periods, mooring systems

should be design in order to ensure the position of the platform against environmental forces.

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

At this point of the design, there is enough knowledge of the platform to select the different

equipment that should be allocated in order to perform its duties. These are described and

selected. Eventually, a dynamic analysis of the final platform is performed. This analysis will

provide insights of the platform’s dynamic response against severe environmental conditions

in each degree of freedom.


Resumen

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

“Proyecto preliminar de una plataforma semi-sumergible para aguas profundas”. Además, la

plataforma estará diseñada con el fin de operar en el mar del Norte, donde las condiciones

ambientales son un factor decisivo.

Con el fin de llevar a cabo el diseño de una forma estructurada, se sigue el método de diseño

iterativo y cíclico, usado comúnmente en arquitectura naval. En primer lugar, se realiza una

investigación sobre el estado de arte actual en el sector oil & gas, en el que se incluyen los

distintos tipos de plataformas oceánicas que actualmente operan en el mercado. A

continuación, se establecen los requisitos funcionales y de seguridad que deberá cumplir la

plataforma. Estos requisitos determinan a su vez los sistemas y equipos que deberán ir en la

plataforma de forma que esta pueda desarrollar sus funciones en condiciones de seguridad.

Una vez que se han establecido los requisitos, se lleva a cabo una selección de las dimensiones

y configuración óptima de la plataforma. Con el objetivo de alcanzar la configuración más

eficiente, se prueban distintas configuraciones y dimensiones para cada una de ellas. En

particular, se prueban dos tipos de configuraciones distintas que difieren en el número de

columnas, bien de seis o cuatro columnas. Finalmente, se elige la configuración de cuatro

columnas ya que esta ofrece la mejor relación entre el peso estructural y la altura

metacéntrica.

Una vez que se han fijado las dimensiones, se lleva a la plataforma a través de las distintas

etapas del diseño, las cuales determinarán sus características. Cada etapa del diseño se

considerará acabada sólo cuando cumpla con los requisitos establecidos en la normativa DNV-

GL.

En primer lugar, se comprueba la estabilidad de la plataforma. Con el fin de asegurar la

flotabilidad de la plataforma se comprueban cuatro condiciones distintas de carga, estas son:

plena carga, operación, lastre y transición. De forma adicional, se comprueba la estabilidad en

averías con el fin de asegurar que la plataforma cumpla con los requisitos de estabilidad en

caso de accidente.

Continuando con el proceso, se lleva a cabo el análisis estructural. En primer lugar, se realiza el

análisis de resistencia longitudinal de la plataforma para cada una de las condiciones descritas

anteriormente. Como resultado de este análisis, se establece un módulo mínimo de la

cuaderna maestra. Una vez que se realiza el escantillonado de la cuaderna maestra, siguiendo

la normativa, se verifica que el módulo de esta es superior al mínimo requerido.

Una característica única en las plataformas oceánicas son sus sistemas de fondeo. Debido a

que estas son diseñadas para operar en un cierto lugar durante largos períodos, los sistemas

de fondeo deben ser diseñados con la capacidad de mantener a la plataforma en un lugar a

pesar de la acción de fuerzas ambientales. Con el fin de asegurar que se realiza la selección del

sistema de fondeo del lado de la seguridad, se sigue el método de diseño quasi-estática,

establecido en la normativa.


En este punto del diseño, se tiene suficiente información sobre la plataforma como para

seleccionar los distintos equipos que deberán ir alojados en ella. A continuación, estos equipos

se describen y seleccionan. Finalmente, se realiza un análisis dinámico de la plataforma. Este

análisis proporcionará información sobre la respuesta y comportamiento de la plataforma

frente a condiciones de mar adversas en cada uno de sus grados de libertad.


Tabla de contenido Introducción ................................................................................................................................ 14

Capítulo 1. Estado del arte .......................................................................................................... 16

Capítulo 2. Requisitos y sistemas ................................................................................................ 35

Requisitos funcionales............................................................................................................. 35

Requisitos de seguridad .......................................................................................................... 37

Proceso de perforación (Drilling) ............................................................................................ 38

Proceso de producción de petróleo ........................................................................................ 41

Proceso de producción de gas ................................................................................................ 42

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

Sistemas requeridos en la plataforma .................................................................................... 43

Capítulo 3. Dimensionamiento .................................................................................................... 46

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

Datos iniciales y estimación del desplazamiento .................................................................... 49

Dimensiones de la cubierta principal ...................................................................................... 53

Definición de pesos principales ............................................................................................... 61

Simulación y optimización de dimensiones ............................................................................ 70

Capítulo 4. Estabilidad y compartimentado ................................................................................ 81

Definición de tanques ............................................................................................................. 81

Estabilidad Intacta ................................................................................................................... 84

Plena Carga .......................................................................................................................... 86

Operación ............................................................................................................................ 91

Lastre ................................................................................................................................... 96

Transición .......................................................................................................................... 100

Estabilidad en avería. Compartimentado .............................................................................. 104

Capítulo 5. Diseño estructural ................................................................................................... 112

Resistencia longitudinal ........................................................................................................ 112

Plena Carga ........................................................................................................................ 113

Operación .......................................................................................................................... 114

Lastre ................................................................................................................................. 116

Transición .......................................................................................................................... 117

................................................................................................................................................... 118

Escantillonado de la cuaderna maestra ................................................................................ 119


Módulo de la cuaderna maestra ........................................................................................... 129

Peso estructural .................................................................................................................... 130

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

Capítulo 6. Sistema de fondeo .................................................................................................. 136

Sistemas de fondeo ............................................................................................................... 136

Ecuaciones de “Catenaria inelástica” .................................................................................... 140

Proceso de cálculo cuasi-estático .......................................................................................... 142

Proceso de diseño del sistema de fondeo ............................................................................ 148

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

Simulación 2. Catenaria pesada, tormenta ....................................................................... 157

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

Simulación 4. Catenaria ligera, tormenta .......................................................................... 161

Equipo de fondeo .................................................................................................................. 164

Peso del sistema de fondeo .................................................................................................. 170

Capítulo 7. Equipos y servicios .................................................................................................. 172

Equipo de perforación ........................................................................................................... 172

Equipos de producción .......................................................................................................... 183

Equipos del proceso de producción de petróleo .............................................................. 187

Equipos del proceso de producción de gas ....................................................................... 188

Comprobación de estabilidad inicial ..................................................................................... 198

Capítulo 8. Estudio dinámico ..................................................................................................... 200

Movimientos de la plataforma .............................................................................................. 200

Movimiento de Avance (Surge) ............................................................................................. 203

Movimiento de deriva (Sway) ............................................................................................... 205

Movimiento de arfada (Heave) ............................................................................................. 206

Movimiento de balance (Roll) ............................................................................................... 208

Movimiento de cabeceo (Pitch) ............................................................................................ 209

Movimiento de guiñada (Yaw) .............................................................................................. 211

Bibliografía ................................................................................................................................ 213

Apéndices. ................................................................................................................................. 217


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 18. Funciones principales de una plataforma de producción de petróleo y gas integrada

[15]. ............................................................................................................................................. 44

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

Figura 20. Relación VL-Desplazamiento para las plataformas semi-sumergibles en el mercado52

Figura 21. Regresión longitud de la cubierta-desplazamiento base de datos. ........................... 54

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 33. Representación esquemática de la cubierta intermedia y alojamiento de sus

equipos. ....................................................................................................................................... 69

Figura 34. Representación esquemática de la cubierta superior y alojamiento de sus equipos.70

Figura 35.Resultados simulación. GM-Hc.................................................................................... 76

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

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

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

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

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

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


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

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

carga. ........................................................................................................................................... 90

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

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

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

operación. ................................................................................................................................... 95

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

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

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

..................................................................................................................................................... 99

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

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


transición. .................................................................................................................................. 103

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

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

Figura 55. Representación esquemática de los tanques y compartimentos inundados tras la

avería. Zona de estribor a proa de la plataforma...................................................................... 107

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

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

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


averías. ...................................................................................................................................... 111

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

media. ........................................................................................................................................ 131

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

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

[1]. ............................................................................................................................................. 138

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

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

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

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

Figura 78. Introducción de cilindros concéntricos para la definición de las condiciones de

contorno, SeaFEM. .................................................................................................................... 152


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

amplitud = 0 m. ......................................................................................................................... 153

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

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

................................................................................................................................................... 154

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

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

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




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






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

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

................................................................................................................................................... 167

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

................................................................................................................................................... 187

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

configuración. .............................................................................................................................. 29

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

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

Tabla 4. Distribución típica de pesos en una plataforma semi-sumergible de perforación [15]

(Capítulo 3.3 tabla 3.2). ............................................................................................................... 50

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tabla 14. Lista de necesidades de almacenamiento de consumibles, líquidos y agua de lastre.82

Tabla 15. Lista de tanques definidos. .......................................................................................... 83

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

................................................................................................................................................... 109

Tabla 30. Valores máximos y mínimos de fuerzas cortantes y momentos flectores en las

distintas situaciones de carga. .................................................................................................. 118

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

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

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

maestra. .................................................................................................................................... 129

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

................................................................................................................................................... 130

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

componentes estructurales adicionales. .................................................................................. 132


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

longitudinales y global de la plataforma. .................................................................................. 133

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

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

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

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

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

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

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

Tabla 44. Dimensiones caja de cadenas .................................................................................... 169

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

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

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

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

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

Tabla 50. Resultados movimiento arfada.................................................................................. 207

Tabla 51. Resultados movimiento balance. .............................................................................. 209

Tabla 52. Resultados movimiento cabeceo............................................................................... 210

Tabla 53. Resultados movimiento guiñada. .............................................................................. 212

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


Introducción El Trabajo Final de Máster consiste en la definición preliminar de una plataforma offshore, de forma más

concreta una plataforma semi-sumergible. La plataforma estará destinada a la extracción de petróleo y

gas, con una carga variable entre 2000 Y 8000 toneladas, emplazada en el Mar del Norte a gran

profundidad. La estructura carecerá de medios propios de propulsión. La estructura será clasificada por

Det Norske Veritas, DNV-GL.

Los objetivos del presente trabajo, consiste en el desarrollo de un proyecto preliminar completo de una

plataforma semi-sumergible para aguas profundas, de más de 500 metros. Para ello, el diseño será

dividido en distintas áreas de conocimiento las cuales irán organizadas los siguientes capítulos.

- Estado del arte. En este capítulo se realizará un estudio del estado actual del mercado de

explotación petrolífera en los océanos. Además se definen y describen los distintos tipos de

plataformas utilizadas para este fin, situando a la plataforma objetivo uno de ellos.

- Requisitos y servicios. En este capítulo serán definidos los distintos requisitos que deben

cumplir las plataformas dedicadas a la extracción de petróleo en los océanos, identificando

aquellos que debe cumplir la plataforma objetivo. Además, serán definidos los distintos

sistemas con los que la plataforma objetivo deberá contar, con el fin cumplir con los requisitos

que han sido especificados.

- Dimensionamiento. En este capítulo se realizará una primera estimación de las dimensiones de

la plataforma objetivo. Para ello, primero serán estimadas las dimensiones de la cubierta

principal, de acuerdo con otras plataformas existentes en el mercado. En segundo lugar, serán

estimados las dimensiones de las columnas y los pontones, realizando un programa de

optimización, en función de la altura metacéntrica y peso estructural de cada una de las

combinaciones posibles.

- Estabilidad y compartimentado. En este capítulo se lleva a cabo un estudio de la estabilidad de

la plataforma. Para ello se definen cuatro condiciones distintas en las que se prevé que la

plataforma esté sometida durante su vida operativa, y se verifica que cumple con los requisitos

de estabilidad. Además, se analiza la estabilidad de la plataforma en condición de avería, para

lo que se definen una serie de compartimentos estancos.

- Diseño estructural. En este capítulo se desarrolla el análisis estructural de la plataforma. En

primer lugar, se realiza un estudio de la resistencia longitudinal, del que se determina un valor

del módulo mínimo de la cuaderna maestra. A continuación, se realiza el escatillonado de la

cuaderna maestra para finalmente comprobar que este cumple con el requisito de módulo

mínimo. Finalmente, se lleva a cabo una estimación del peso estructural.

- Diseño del sistema de posicionamiento. En este capítulo se lleva a cabo la selección de sistema

de fondeo que debe llevar la plataforma con el fin de asegurar que permanece en su ubicación

a pesar de las fuerzas ambientales. Para ello, se utiliza el método quasi-estático descrito en la

normativa.

- Equipos y servicios. En este capítulo se describen y seleccionan los distintos equipos que irán

alojados en la plataforma con el fin de que esta pueda cumplir con sus funciones. Una vez

seleccionados los equipos, y definidos el resto de los pesos, se comprueba de nuevo la

estabilidad de la plataforma.

- Estudio dinámico. En este capítulo se lleva a cabo un análisis dinámico de la plataforma. Este

análisis proporcionará información sobre el comportamiento de la plataforma frente a

condiciones de mar severas en cada uno de sus grados de libertad de movimiento.

Para el desarrollo del proyecto se seguirá la metodología clásica del diseño naval, esto es, será cíclico e

iterativo, aumentado en cada fase del proceso de iteración la definición de los distintos aspectos.


Capítulo 1. Estado del arte

En primer lugar, se debe definirlo que se entiende por una estructura oceánica u offshore. Una

estructura oceánica es aquella a la que no se puede tener acceso fijado desde tierra y puede

ser requerida de mantenerse en posición en diferentes condiciones meteorológicas. Las

estructuras offshore pueden encontrarse fijas al lecho marino o puede ser flotante. Las

plataformas de tipo flotante pueden ser fondeadas al lecho marino mediante un sistema de

fondeo, posicionadas dinámicamente mediante un sistema de propulsores o permitidas en su

movimiento libremente. La mayoría de las plataformas offshore están dedicadas a la

exploración, producción, almacenamiento y transporte de hidrocarburos procedentes del

interior del lecho marino [1].

A lo largo de la segunda mitad del pasado siglo, y de una forma acelerada, la industria offshore

de petróleo y gas se ha establecido de una manera firme como un agente líder dentro del

sector de explotación mineral marina. Durante estos años, la localización de actividades de

extracción de minerales se ha visto cambiada constantemente. En los primeros años de

actividad offshore, esta tuvo lugar en el Golfo de Maracaibo, Venezuela, en el Golfo de Arabia

y en la zona sur del Mar Caspio. Sin embargo, los primeros avances de mayor importancia

tuvieron lugar en el Golfo de México, estimulados por el gobierno de los Estados Unidos de

entre los años 1959 a 1951. Las actividades llevadas a cabo el Golfo de México fueron

rápidamente seguidas por el interés en la zona sur del Mar de Norte, donde la producción

comenzó en 1967 [2].

Desde el comienzo de la industria con un dominio de la actividad en las zonas del Golfo de

México y Europea, esta se ha extendido hasta convertirse en una industria globalizada. Desde

mediados de la década de los noventa, la industria ha empleado de forma generalizada más de

300 plataformas para desarrollar labores de exploración y explotación de recursos minerales

marinos en lechos oceánicos de todo el mundo. A pesar de que la mayoría de ellos estuvieran

concentrados en la zona estadounidense del Golfo de México y del Mar del Norte, casi la mitad

de ellas estaban emplazadas en distintos lugares como el Medio Oriente, África, América

Latina, y la región Asiática del Pacífico. Todo ello hace que la contribución de la industria

offshore satisfaga más de un tercio de las necesidades de petróleo globales, así como casi un

cuarto de las necesidades de gas. Además, estas proporciones se irán incrementando en favor

de la industria offshore, conforme continúen las labores de exploración de pozos petrolíferos

[3].

En la siguiente figura puede observarse de una forma esquematizada, la distribución de la

industria offshore a nivel global.


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

Por otro lado, además de los cambios geográficos experimentados en la industria, es necesario

entender que los avances tecnológicos en estos años han hecho posible el hallazgo y

explotación de pozos petrolíferos en aguas cada vez más profundas.

A pesar de que la industria offshore comenzara en aguas de pocas profundidades, debido

principalmente a motivos económicos, a lo largo de la historia de la industria, una agente

crucial ha sido la extensión de la actividad a aguas cada vez más profundas. Mientras que en

los años 1960s las limitaciones en cuanto a profundidad de exploración y explotación

estuvieran en torno a los 300 y 100 m respectivamente, para principios de los años 1990s los

límites de exploración se situaban alrededor de los 2000 metros y de explotación alrededor de

los 1000 metros [4]. Por todo ello, a finales de la década de los noventa estaba previsto que

esta tendencia continuara hacia mayores profundidades. Los datos actuales nos confirman que

dicha tendencia, efectivamente se ha seguido. Los avances tecnológicos han hecho posible

que, si la profundidad media de explotación de recursos minerales marinos a mediados de

1990s fuese de unos 1000 metros, en 2008 esta profundidad se situase en los 2000 metros.

[5]. Actualmente, la plataforma que opera a mayor profundidad es la denominada “Perdido”,

que se encuentra operando en el Golfo de México a una profundidad de 2450 metros [6].

Este aumento continuado en las profundidades de exploración y explotación de recursos

minerales marinos a lo largo de los años ha llevado al desarrollo de una gran variedad de

distintos tipos de plataformas y artefactos offshore, con fines cada vez más especializados. Por

ello, será necesario establecer una clasificación y descripción de los distintos tipos de

plataformas y artefactos.

Una estructura offshore puede ser definida de acuerdo con dos parámetros interdependientes,

nombrando su función y configuración. Las reservas y características de los fluidos

almacenados, profundidad de operación y condiciones medioambientales, son los principales

factores que determinan los requerimientos funcionales de una estructura offshore. Ambos

factores, función y configuración, deben ser estudiados por separado. De acuerdo con su

función, existen los siguientes tipos de estructuras [1].


A continuación, se realiza una clasificación de los distintos artefactos oceánicos según la

actividad en la industria del petróleo y gas [7].

• Investigación. Se trata de aquellas embarcaciones que realizan todas aquellas labores

científicas para la localización de potenciales yacimientos de hidrocarburos.

• Perforación Fija. Plataformas construidas en hormigón, acero, o su combinación,

directamente apoyadas en el fondo de aguas someras, para operaciones de

perforación, diseñadas para largos tiempos de operación y con capacidad para podr

usarse durante la fase de producción.

• Perforación Móvil. Unidades para perforación de pozos de petróleo en el fondo

marino, con un flotador de tipología variable, que sirve y da soporte a una estructura

de cubierta.

• Trabajos Subacuáticos. Con este término se incluyen todas aquellas actividades

desarrolladas entre el lecho marino y la superficie, para el desarrollo de

infraestructuras para la explotación de los recursos marinos. Así se incluyen entre

otras la instalación de tuberías de transporte, exportación o producción, umbilicales

sistemas de control de pozo, fundaciones para estructuras fijas, etc.

• Producción en aguas someras. Se trata de plataformas offshore que se instalan sobre

una cubierta soportada por elementos anclados al lecho marino todos los equipos

necesarios para la explotación de pozos en el lecho marino, su tratamiento previo a la

exportación y su exportación a otros receptores a flote o en tierra. Integran además

todos los equipos auxiliares de operación y habilitación del personal.

• Producción en aguas profundas. Se trata de plataformas offshore para la producción

de pozos petrolíferos, que, por encontrarse a elevadas profundidades, se requiere de

un flotador con una cubierta donde acomodar todos los equipos de producción.

• Intervención de pozo. Con esta denominación se conoce a todas las embarcaciones

que realizan operaciones en los pozos offshore, durante o al final de su vida

productiva, alterando el estado del pozo o su geometría, proveyendo diagnóstico del

pozo o su producción.

• Workover. Se refiere a cualquier tipo de embarcación relacionada con la intervención

de un pozo en producción.

De acuerdo con su configuración, existen los dos tipos principales de plataformas, aquellas que

se encuentran soportadas por el lecho marino y aquellas que se encuentran flotando. Las

estructuras soportadas por el lecho marino bien pueden ser “fijas” como la tipo jacket o

estructuras con base de gravedad, o bien tipo estructuras estabilizadas tales como una torre

guiada y la torre conforme asociada. Las estructuras flotantes son estabilizadas por naturaleza.

Pueden ser vistas como estructuras de “empuje neutro”, tal y como la tipo semi-sumergible,

de forma de buque FPSOs y las mono columnas Spars, o tipo “empuje positivo” como las

plataformas de tirantes tensionados [1].

De este modo, atendiendo a las combinaciones posibles de tipo de función junto con su

configuración, es posible encontrar principalmente los siguientes tipos de estructuras offshore

en el mercado.


Estructuras fijadas al lecho marino.

• Estructuras Jackets.

Las estructuras tipo Jacket, o en celosía, son todavía el tipo de estructura offshore más

utilizado para la perforación y producción. Algunos tipos de estructuras contienen pilares

engrandecidos, lo cual es muy conveniente para proporcionar un auto-empuje durante las

operaciones de emplazamiento en el sitio. Las estructuras fijas tipo Jackect consisten en una

serie de miembros tubulares interconectados entre sí en el espacio tridimensional. Estas

estructuras normalmente cuentan con de cuatro a ocho pilares principales equi-espaciados

para conseguir la estabilidad necesaria frente al vuelco debido a las olas. Los pilares

principales, los cuales son tubulares, son normalmente transportados con las Jackects y

llevados a través de los pilares de las Jackects hasta el interior del lecho marino. El término

Jacket surgió del concepto de proporcionar un cercado a los conductores desde el pozo. Estas

plataformas generalmente soportan una superestructura, teniendo esta dos o tres cubiertas

con el equipo necesario para la perforación y producción. Este tipo de plataformas se han visto

limitadas normalmente a profundidades de entre 150-180 metros en ambientes severos como

los del Mar del Norte. En ambientes menos hostiles como los del Golfo de México, media

docena de este tipo de plataformas ha sido instalada a profundidades mayores. En el año 1998

la plataforma “Bullwinkle” de unas 49375 toneladas de peso fue instalada a unos 412 metros

de profundidad [1].

Figura 2. Plataforma tipo Jacket [1].


• Estructuras con base de gravedad.

Las estructuras offshore que se encuentran situadas sobre el lecho marino y mantenidas en

posición debido a su propio peso se denominan estructuras con base de gravedad. De este

modo, este tipo de estructuras no requieren de ayuda adicional de pilares o anclas. Estas

estructuras son muy convenientes para la producción y almacenamiento de petróleo. Estas son

construidas en zonas cercanas a la costa o protegidas de la intemperie del océano, como por

ejemplo, los fiordos. Una vez construidas, se sitúan en posición vertical totalmente emergidas

y son transportadas a su lugar de destino, donde se lastran para ser hundidas. En ocasiones es

posible el transporte de la superestructura con la estructura. Debido a la naturaleza de estas

plataformas, son susceptibles de barrer sus cimientos y hundirse.

Una de las estructuras de mayor tamaño de este tipo fue situada en 1984 en el pozo UK

Maureen y operada por la compañía Philips Petroleum. Esta terminó su utilidad después de 20

años en operación y fue entonces removida. Debido a que estas estructuras requieren de

grandes volúmenes y desplazamientos, el cemento es el material normalmente utilizado en

este tipo de estructuras. En 1975, la primera estructura de cemento de aguas profundas,

llamada “Condeep B”, fue fabricada en el fiordo de Stavanger, Noruega y situada en el pozo de

Beryl [1].

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

• Plataformas auto-elevables. Jack Ups.

Las estructuras tipo auto-elevables o Jack-up tienen normalmente una configuración de tres

piernas o pilares principales, sobre los que está situada una cubierta. Las piernas están

compuestas por miembros tubulares. Las cubiertas suelen ser flotantes. Estas plataformas

están diseñadas para realizar la operación de perforación durante la exploración, por ello,

están diseñadas para poder ser transportadas de un sitio a otro. Estas estructuras poseen

torres que están además soportadas por su propia flotación de su casco. Se denominan Jack-

Ups, debido a que una vez situadas en el lugar de perforación, las piernas se sitúan sobre el

fondo oceánico, y la cubierta se sube entonces por encima del nivel de flotación. Estas

plataformas se comportan como una plataforma fija durante las operaciones de perforación.


Dos plataformas de este tipo fueron instaladas en el Mar del Norte: Elf Elgin Franklin y BP

Harding. Estas plataformas están situadas a profundidades de 93 y 110 metros

respectivamente [1].

Figura 4. Plataforma Auto elevable [7].

• Estructuras subacuáticas.

La tecnología subacuática cubre un amplio rango de actividades offshore. Ejemplos de estos

equipos subacuáticos son” Xmas trees”, colectores, plantillas, líneas de flujo y “risers”( tubos

en sentido vertical desde el lecho oceánico hasta la plataforma), bombeadores de fluidos del

pozo, equipos multifásicos de bombeo, separadores de agua, inyección de agua, conectores

remotos, sistemas de distribución eléctrica situados en el fondo marino, interventores, etc.

Los sistemas de producción subacuática son normalmente una opción económica de

explotación de pozos a grandes profundidades cuando existe la posibilidad de ligar estos pozos

con una estructura existente. Los sistemas subacuáticos consisten en un conjunto de

componentes mecánicos, hidráulicos, eléctricos y estructurales, vendidos en conjunto por el

proveedor. El coste de estos sistemas se debe principalmente al alto coste de sus complejos

equipos, pero en ocasiones cuando la profundidad del lecho marino es muy grande, los costes

de instalación pueden ser incluso mayores. Los grandes equipos subacuáticos pueden llegar a

pesar cientos de toneladas, y deben de ser instalados mediante buques con una torre y

posicionamiento dinámico. Sólo existen algunos buques de este tipo en el mundo, por lo que

pueden llegar a costar miles de dólares por día. En varios pozos situados a grandes

profundidades en Brasil, se han instalado con éxito este tipo de sistemas. También, en el pozo

Njord situado en aguas noruegas, fue instalado este sistema a una profundidad de 330 metros.

[1].


Figura 5. Equipos de producción subacuáticos [8].

• Tuberías subacuáticas.

Las tuberías subacuáticas son utilizadas para transferir el petróleo desde la plataforma de

producción hasta las instalaciones de almacenamiento o hasta la costa. La instalación de estas

tuberías suele tener lugar a profundidades intermedias hasta varios centenares de metros.

Como ejemplo, en 1998 había 26.600 millas de tuberías situadas en el Golfo de México. De

éstas, más de la mitad estaban situadas en aguas profundas (más de 300 metros) y entre unas

300 y 500 millas de tuberías están siendo instaladas anualmente en aguas profundas.

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

- J-lay con torre inclinada.

- J-lay con torre vertical.

- S-lay-

- Método Reel.

- Etc.

La selección del método de instalación más conveniente depende de varios factores como la

velocidad de tendido, las fases de inicio y fin, la necesidad de instalación de equipos

secundarios como ánodos, estructuras en línea o risers. Las variables esenciales que considerar

son las características geométricas de la tubería de acero a instalar, tales como diámetro y

espesor, propiedades químicas y mecánicas, aislamiento térmico y necesidades internas y

externas de revestimiento [1].

Estructuras estabilizadas.

Esta clasificación comprende a todas aquellas estructuras que se extienden en el fondo

oceánico y están directamente ancladas al lecho oceánico mediante un sistema de cadenas o

en torre.

• Estructura de tipo torre articulada.


Una estructura de tipo torre articulada, es una torre levantada verticalmente y conectada al

fondo oceánico mediante una unión tipo cardán, siendo libre de oscilar alrededor de esta

unión debido a los factores ambientales. La base por debajo de la unión universal puede ser de

gravedad o por pilares. La torre se encuentra lastrada cerca del punto de unión, así como cerca

de la superficie libre, con el fin de proporcionar suficiente momento adrizante. La torre se

extiende por encima de nivel de flotación del agua donde se acomoda una cubierta.

Una torre articulada es utilizada como un sistema de punto único de fondeo (SPM Single Point

Mooring) para el fondeo permanente de tanques de almacenado y producción o como fondeo

y medio de descarga de un tanque lanzadera. La fatiga es un criterio importante en este tipo

de estructuras. En aguas de profundidad intermedia, la estructura puede necesitar ser

considerada como una estructura flexible debido al efecto de la fatiga [1].

Figura 6 Torre articulada [7].

• Estructuras de tipo torre arriostrada. Guyed tower.

Una torre arriostrada es una estructura esbelta compuesta por miembros entramados, que

descansa en el fondo marino y es mantenida en posición mediante un sistema simétrico de

líneas catenarias. Una torre arriostrada puede ser de aplicación en aguas profundas con

ambientes hostiles o severos, donde las fuerzas ambientales resultan excesivas para otro tipo

de estructuras como de basa de gravedad o tipo Jacket. Las catenarias de fondeo normalmente

están compuestas por varios segmentos. La parte superior es el cable guía, que actúa como un

muelle rígido y modera las aguas. La parte inferior es una cadena pesada con un grupo de

pesos añadidos, los cuales son levantados del fondo durante la acción de mares severos y se

comporta como un muelle flexible aumentando la estabilidad de la torre.

La compañía Exxon instaló en 1983 una estructura de torre arriostrada en el golfo de México a

unos 300 metros de profundidad [1] .


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

Estructuras flotantes.

Las estructuras offshore de tipo flotante pueden distinguirse entre aquellas con flotabilidad

neutra y aquella con flotabilidad positiva.

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

Este tipo de estructuras son de flotabilidad neutra, lo que permite el movimiento en seis

grados de libertad, y tienen como objetivo la producción y exportación de petróleo y gas de

una manera rentable. Debido a que estas estructuras experimentan movimientos

considerables, los pozos de los que producen han sido previamente perforados y completado

el equipo subacuático, de modo que se conectan a estas mediante risers flexibles fabricados

con materiales compuestos o materiales rígidos de acero con una configuración flexible.

El concepto FPSO (Floating Production Storage and Offloading) está referido generalmente a

estructuras con forma de buque con diversos sistemas de fondeo. Las primeras estructuras

FPSO situadas en ambientes livianos tenían sistemas de fondeo repartido. Conforme más

estructuras de este tipo eran construidas o reconvertidas (desde buques tipo tanque) para

aguas más profundas y ambientes más severos, nuevos sistemas de fondeo más efectivos

fueron desarrollados incluyendo torres, tanto internas como externas. Además, algunas torres

fueron diseñadas con la posibilidad de ser desconectada de la estructura de modo que esta

pudiera desplazarse a un ambiente más protegido en el evento de un huracán o tifón.

El desarrollo de las estructuras tipo FPS, (Floating Production System) está proliferando

alrededor del mundo. La tecnología FPS ha sido comercialmente utilizada desde comienzos de

los años 1970s cuando la compañía Halminton Bros utilizó un MODU convertido para la

producción en el pozo de Argyll en el sector del Reino Unido del Mar del Norte. Estas

estructuras tienen las ventajas de versatilidad, movilidad y coste relativamente bajo.


Figura 8. Estructura tipo FPSO [7].

• Plataforma Semi-sumergible.

Normalmente las estructuras flotantes de este tipo han sido diseñadas para llevar a cabo

labores tanto de perforación como de producción minimizando la necesidad de cargas

funcionales en cubierta y optimizando la relación tamaño/desplazamiento en general.

Las estructuras semi-sumergibles son estructuras flotantes con patas múltiples con una

cubierta de gran longitud. Estas patas están conectadas entre sí en el fondo por elementos

horizontales de flotabilidad, denominados pontones. Algunas de las primeras estructuras de

este tipo tenían parecido a los buques con dos pontones gemelos teniendo una proa y una

popa. Este tipo de configuración se consideraba deseable para la relocalización de una unidad

de perforación de un pozo a otro, bien mediante métodos propios de propulsión o bien

mediante el remolcado de esta. Las primeras plataformas de este tipo también incluían

importantes brazos diagonales cruzados con el fin de incrementar la resistencia estructural

frente a las fuerzas inducidas por las olas.

La introducción de buques pesados de transporte, la necesidad de unidades mucho mayores

que operasen en aguas más profundas junto con la necesidad de unidades que estuviesen

permanentemente estacionadas para la producción de petróleo y gas en un pozo petrolífero,

hizo que el concepto de plataforma semi-sumergible se desarrollase. La siguiente generación

de plataformas semi-sumergibles apareció con una configuración típica de cuatro columnas en

forma rectangular con pontones en forma de paralelepipédicos o cilíndricas conectados a las

columnas. Los pontones en forma de paralelepipédicos rectos fueron desapareciendo debido a

que los extremos en forma aguda resultaban en peores propiedades hidrodinámicas. Los

brazos cruzados diagonales también fueron desapareciendo debido a las dificultades que

suponen en fabricación [1].


Figura 9. Plataforma de tipo semisumergible [9].

• Plataforma Spar.

El concepto de Spar es el de una estructura offshore con un gran calado, de forma cilíndrica y

flotante, diseñada para llevar a cabo labores de perforación y producción. Su flotabilidad es

utilizada para sostener instalaciones por encima de la línea de flotación. Normalmente se

encuentra fondeada al lecho marino mediante múltiples sistemas de catenarias.

A mediados de los años 1970s, la compañía Shell instaló una plataforma de este tipo dedica al

almacenamiento y descarga de petróleo en el pozo Brent, en el Mar del Norte. El caso de la

estructura era de unos 29 metros de diámetro, una altura de 17 metros hasta la línea de

flotación y unos 109 metros de calado operacional. Esta misma compañía, instaló otra

plataforma de este tipo en 1993 en Draugen. El caso tenía las dimensiones de 8.5 metros de

diámetro y 76 metros de calado operacional.

La primera plataforma en el mundo de este tipo dedicada a labores de producción fue la

llamada “Neptune Spar” instalada en 1996 por la compañía Oryx Energy con un casco de 215

metros de longitud y un diámetro de 22 metros. A partir de entonces se inició una progresión

en el diseño y construcción de las estructuras de este tipo. Las tres siguientes plataformas

producidas de este tipo consisten en un cuerpo largo cilíndrico con un casco exterior con unos

“tanques duros” cerca de la parte superior que proporcionan empuje. La sección media estaba

hueca y la zona inferior de la estructura estaba compuesta por “tanques blandos” los cuales

únicamente eran utilizados para permitir la flotación horizontal mientras la estructura era

instalada, o para alojar tanques de lastre permanentes, si fuese necesario. En las siguientes

tres plataformas la sección media fue sustituida por una estructura de emparrillado con el fin

de reducir el peso estructural, coste y la fuerza de arrastre debida a las corrientes. Además,

fueron incluidos platos horizontales entre los miembros del emparrillado con el fin de

disminuir el centro de gravedad en sentido vertical y disminuir así el movimiento de la

estructura en sentido vertical o movimiento de arfada.


Una tercera generación de estructuras Spar fue introducida en el año 2004. Tienen un

comportamiento similar a las estructuras anteriores, pero están construidas de un modo

distinto. El casco consiste en múltiples tubos de anillos reforzados o “celdas”, las cuales están

conectadas por planchas verticales y horizontales. Este método de construcción reduce los

costes con respecto a las estructuras anteriores.

Debido a la gran longitud de las plataformas Spar, estas no pueden ser levantadas

verticalmente. Por ello, son transportadas sobre uno de sus costados hasta la zona donde

deben ser situadas, lastrando entonces sus tanques hasta que la plataforma adhiere un

sentido vertical y son entonces fondeadas en el sitio [1].

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

• Plataforma de tirantes tensionados (TLP).

Una plataforma de tirantes tensionados (TLP), es una plataforma flotante fondeada

verticalmente. La plataforma en flotación con su exceso de flotabilidad se encuentra

verticalmente fondeada mediante líneas de fondeo tensadas denominadas tensores. El

movimiento en sentido vertical o de arfada se encuentra pues restringido, así como los

movimientos de rotación en el plano vertical, es decir, movimientos de cabeceo y balance. Sin

embargo, la plataforma es libre de desplazarse en sentido horizontal en movimientos de

avance longitudinal y deriva.

Distintas plataformas de este tipo han sido instaladas alrededor del mundo. La primera

plataforma TLP instalada fue en el pozo Hutton a una profundidad de 148 metros en el sector

del Reino Unido del Mar del Norte, en 1984. En el sector Noruego del Mar del Norte han sido

instaladas dos plataformas de este tipo: Snorre en1992 a una profundidad de 310 metros y

Heidrum TLP a una profundidad de 350 metros. Heidrum TLP fue la primera plataforma de este

tipo en tener un casco de cemento.


Un reto para los diseñadores de plataformas TLP es evitar que los periodos naturales en arfada

y cabeceo de la plataforma coincidan con el rango de energía significante de ola. El periodo en

arfada puede ser controlado mediante el incremento de espesores en los tensores. El período

natural en cabeceo puede ser reducido instalando los tensores en un amplio rango de espacio

para así incrementar la rigidez. Sin embargo, esto incrementa el coste de la estructura.

La estructura de tirantes tensionados preserva muchas de las ventajas operacionales fijas

mientras reduce los costes de producción y aumenta la posibilidad de operación en aguas

profundas de hasta 1500 metros. Sus operaciones de producción y mantenimiento son

similares a los de una plataforma fija. Sin embargo, las plataformas TLPs son muy sensibles a

variaciones de peso y tienen muchas limitaciones de almacenamiento de cargas funcionales.

[1].

Figura 11. Estructura tipo tirantes tensionados (TLP).

Seguidamente puede apreciarse una tabla con un resumen de las estructuras offshore

descritas, junto con sus funciones más características y su configuración.


Tipo de estructura Offshore Función Configuración

Estructuras Jackets

- Perforación fija. - Producción en aguas

someras.

- Soportada por el lecho marino. Fija

Estructuras con base de gravedad

- Perforación fija. - Producción en aguas

someras. - Producción en aguas

profundas.

-Soportada por el lecho marino. Fija

Plataformas Auto-elavables. Jack-Ups.

- Exploración. - Perforación móvil.

-Producción en aguas someras.

-Soportada por el lecho marino. Estabilizada

Estructuras subacuáticas

-Trabajos subacuáticos. -Producción en aguas

profundas. -Trabajo de Workover.

- Soportada por el lecho marino. Fija

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

Fija

Estructura de tipo articulada -Trabajos subacuáticos - Intervención de pozo.

- Soportada por el lecho marino. Estabilizada

Estructura de tipo torre arriostrada.

-Perforación fija. - Producción en aguas

profundas.

- Soportada por el lecho marino. Estabilizada

FPSO y FPS

-¿Investigación? - Producción en aguas

profundas. - Intervención de pozo

- Workover

-Estructura flotante. Flotabilidad neutra

Plataforma Semi-sumergible.

- Perforación Móvil. - Producción en aguas

profundas. .¿Intervención de pozo?.

-¿Workover?

- Estructura flotante. Flotabilidad neutra

Plataforma Spar


profundas. - Intervención de pozo.

- Workover.

- Estructura flotante. Flotabilidad neutra.

Plataforma de tirantes tensionados


profundas. - Intervención de pozo.

- Workover.

- Estructura flotante. Flotabilidad positiva.

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


No debe olvidarse que, con el fin de que se realice el diseño y construcción de una estructura

offshore dedicada a la extracción de petróleo, así como para cualquier otro producto, es

necesario que dicho producto satisfaga una necesidad en el mercado, es decir, debe de existir

un posible comprador que espere obtener cierto beneficio o cubrir ciertas necesidades con

dicho producto. Particularmente, en el sector offshore, resulta evidente que la adquisición una

estructura dedicada a la extracción de petróleo supondrá una inversión importante por parte

de la empresa adquisidora, por lo que dicho gasto o inversión deberá estar justificado.

Por este motivo es necesario entender que la situación macroeconómica es un agente decisivo

en la demanda de energía, y en consecuencia, en las actividades de exploración y explotación

offshore de gas y petróleo, que son los principales mercados de buques y estructuras offshore.

En particular, el precio del petróleo es uno de los mayores factores motivadores en la

demanda de buques y estructuras offshore debido a la relación entre el precio del petróleo,

exploración, número de pozos viables y la necesidad de buques offshore.

Tanto en la pasada década como en la presente, el precio del barril de petróleo crudo ha

experimentado notables cambios. El precio del barril de Brent, utilizado comúnmente como un

indicador del precio global del petróleo crudo, incrementó notablemente desde USD 23 por

barril en enero 2003 hasta USD 143 por barril en Julio 2008. Como consecuencia de la crisis

financiera en 2008, el precio del barril de petróleo cayó abruptamente hasta los USD 40, pero

experimentó una notable recuperación justo después de la gran recesión, manteniéndose

estable en una franja entre los USD 100-120 por barril desde principios de 2011 hasta

mediados de 2014. Debido al incremento de la oferta y escasa demanda en los mercados de

petróleo, el precio de barril de Brent cayó entonces notablemente desde los USD 115 en junio

2014 hasta los USD 46 por barril en enero 2015. Poco después, el precio se recuperó

parcialmente hasta los USD 66 en mayo de 2015. La evolución del precio del barril de Brent

descrita puede observarse en la siguiente figura.

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


Datos más actuales nos enseñan que a principios del año 2015, el precio del barril de Brent

estaría lejos de recuperarse por completo. En lugar de ello, el precio de este alcanzaría su

mínimo desde la entrada en el nuevo milenio en el año 2016, con un valor de USD 26.5. Sin

embargo, tal precio del barril de Brent no duraría en el tiempo, experimentando este una

notable subida en el año 2017, recuperando un valor similar al del año 2015, continuando este

aumento de precio hasta su valor actual de USD 69.42 por barril, en octubre de 2018.

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

Teniendo en cuenta el aumento del precio del barril de Brent en los últimos años, sumando a

la todavía dependencia en los recursos minerales fósiles para cubrir las necesidades

energéticas, hacen prever que la construcción de una estructura offshore dedicada a la

extracción y producción de recursos minerales marinos es, y continuará siendo en el futuro, un

negocio rentable.

Por otro lado, resulta interesante un análisis de la situación de mercado de la construcción

naval en Noruega, ya que este sería el lugar más conveniente para la construcción de la

plataforma tras su diseño.

Desde una perspectiva global, Noruega cuenta con una economía abierta cuyas exportaciones

suponen un quinto de su producto interior bruto (GDP). Su economía es además muy

dependiente del mercado de petróleo y gas, suponiendo el valor añadido de este sector el 22%

del GDP del país en el año 2014. El sector de la construcción naval en Noruega forma parte de

un conjunto de socios dedicados al sector marítimo incluyendo compañías navieras

internacionales, fabricadores de equipos, sociedades de clasificación, diseñadores navales,

agencias de seguros y servicios financieros entre otros. En el año 2015, Noruega fue el 19thpaís

más importante en el sector de la construcción naval en términos de terminación de buques


en cgt suponiendo el 0.25% del total de la producción mundial. En relación con otros países

europeos, Noruega se ha desenvuelto bien, incrementando su participación en el total de

buques completados en Europa del 0.7 % en 2005 al 5.4 % en 2015, obteniendo la octava

posición en este año.

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

Los astilleros noruegos han producido una gran variedad de buques y artefactos oceánicos

durante los últimos diez años incluyendo barcos pesqueros, buques de transporte de pescado,

buques de servicio para la industria del petróleo y gas, buques de exploración, buques de

investigación y perforación del fondo marino y buques de pasajeros (especialmente yates y

ferries).

La mayor parte de los astilleros noruegos están dedicados a la construcción naval para la

industria del petróleo y gas marinos. Estos astilleros, normalmente de grandes dimensiones,

no se centran en actividades de reparación, si no que durante los últimos 10 o 15 años se han

centrado en la construcción de buques y artefactos cada vez más especializados para esta

industria, siendo la mayor parte de esta construcción destinada al mercado doméstico

noruego. Desde los años 1970s la industria del petróleo y gas ha estimulado significativamente

la economía noruega desarrollando un sustancial servicio de buques y artefactos oceánicos

incluyendo algunos astilleros que producían los buques de apoyo oceánico (Offshore Supply

Vessels) más sofisticados hasta el momento.

La industria marítima noruega depende fuertemente del mercado del petróleo para la

producción y operación de buques oceánicos los cuales operan principalmente en zonas del

Mar del Norte. Entre los años 2004 y 2014 los astilleros noruegos experimentaron un

crecimiento de entorno al 200 por ciento debido al fuerte aumento del precio del petróleo

durante estos años, exceptuando los años 2008 y 2009. La gran crisis financiera que tuvo lugar

en los años 2007/2008 que fue seguida por una importante bajada en el precio del petróleo en

la segunda mitad del año 2008, hizo que los pedidos en la industria oceánica cayeran. Sin


embargo, debido a la rápida recuperación del precio del petróleo y los largos períodos entre la

orden de construcción de un buque o artefacto y su entrega, hizo que los astilleros noruegos

pasaran por esta etapa con relativa facilidad.

En el año 2016, la caída en los precios del petróleo dio lugar entonces a una situación más

complicada para los astilleros noruegos, lo que creó la necesidad de reajustar la industria. En

otoño del año 2014 el precio del barril de Brent cayó de USD 120 hasta alrededor de USD 60

sin indicadores de que fuera a recuperarse a corto plazo. En ese tiempo, muchos contratos de

plataforma oceánicas móviles fueron retrasados o cancelados y se perdieron muchos puestos

de trabajo. Con el fin de evitar mayores pérdidas económicas, muchas firmas marítimas

ajustaron en primer lugar su capacidad dejando marchar a muchas personas con el fin de

reducir los costes, en especial en el sector petrolífero. Además, los astilleros reajustaron sus

áreas de producción a otros sectores dentro de la industria oceánica, tales como buques de

apoyo a instalaciones eólicas oceánicas. Más adelante, y gracias a la gran dedicación de

Noruega en industria pesquera, hizo que muchos astilleros cambiaran su producción a buques

pesqueros tradicionales, así como a buques de apoyo a la acuicultura además de buque de

transporte de pasajeros tradicionales.

Por otro lado, la industria y gobierno noruegos quiso mantener la capacidad y habilidad de la

industria marítima con el fin de que estuviera lista en el caso de que el mercado energético

experimente un crecimiento. El ecosistema marítimo noruego facilita que estas habilidades,

que fueron desarrolladas produciendo buques dedicados al mercado petrolífero, sean

dedicadas a otras actividades dentro del sector marítimo. Alrededor de 75 astilleros que

operan actualmente se centran en el sector de nuevas construcciones y de reparación

mientras que 25 se centran principalmente en el sector de nuevas construcciones. Todos estos

astilleros son estrictamente privados, sin ninguna participación por parte del estado.

Las diferencias entre los astilleros pequeños y grandes quedan reflejadas en que estos se

centran principalmente en el mercado de nuevas construcciones, invirtiendo grandes

cantidades en la mejora de las instalaciones de producción, estandarización de procesos y

rutinas logísticas con el fin de alcanzar el mayor valor añadido a través de todas las etapas del

proceso de nueva construcción. Por el contrario, los astilleros de pequeño y medio tamaño se

han centrado en el sector de las reparaciones, o al menos en una combinación de reparaciones

y actividades de nueva construcción en buques con un alto grado de especialización, como

catamaranes de alta velocidad para el transporte de pasajeros o buques de trabajo y

pesqueros dedicados a la industria del salmón. Estos astilleros llevan a cabo la construcción del

buque por completo, incluyendo la construcción del casco. Finalmente, los astilleros más

pequeños están especializados en la construcción de buques de recreo.

En conclusión, debido a que la industria marítima noruega ha mantenido en estos años su

capacidad y habilidad de construcción, se puede esperar que, dado un crecimiento en el

mercado energético, marcado por el aumento del barril del petróleo como el que ha tenido

lugar el pasado año 2018, pueda darse un resurgimiento de esta industria en el futuro

próximo. En dicho caso, se puede esperar un crecimiento en los pedidos en estructuras y

buques oceánicos dedicados al sector del petróleo y gas, haciendo que Noruega vuelva de

nuevo a encabezar este mercado.


Capítulo 2. Requisitos y sistemas

En este capítulo serán descritos los distintos requisitos que deberá cumplir la plataforma con el

fin de ser operativa. A continuación, serán descritos los distintos sistemas que deberá llevar

equipados la plataforma con el fin de cumplir dichos objetivos. Por último, serán definidos los

distintos equipos y componentes que componen dichos sistemas y que la plataforma deberá

llevar alojados.

En primer lugar, con el fin de establecer las posibles condiciones medioambientales a las que

pueda estar expuesta la plataforma, debe ser definida su localización. Tal y como se define en

la “Introducción” la plataforma estará localizada en el Mar del Norte en operación a unos 500

metros de profundidad. La localización seleccionada es el pozo petrolífero de Gjoa, cerca de la

costa oeste Noruega, con unos 360 metros de profundidad, lo cual es considerado como aguas

profundas. Aun así, podrá ser utilizada en pozos localizados hasta 500 metros de profundidad.

Resulta imprescindible especificar las funciones a las que estará dedicada la plataforma. En la

siguiente tabla pueden apreciarse las distintas actividades y funciones a las que están o

pueden estar dedicadas las estructuras offshore flotantes.

FPSO Semi-sumergible Spar TLP

Producción Si Si Si Si

Almacenamiento Si No Si No

Perforación No Posible Si Si

Workover No Posible Si Si

Limitaciones de profundidad

No No No Si

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

En este caso, la plataforma offshore estará dedicada a las labores de perforación, así como de

producción de gas y petróleo.

Requisitos funcionales En general, en la explotación de recursos submarinos de petróleo y gas, las estructuras pueden

tener diferentes funciones, tal y como;

• Perforación, producción y almacenamiento.

• Transporte.

• Servicios funcionales (proveer recursos, lucha contra incendios, rescate de

emergencia, etc.)

En general, las labores principales de una estructura offshore de perforación y producción se

consiguen mediante una cubierta que está sostenida por el empuje de la estructura o el lecho

marino. En la siguiente tabla se pueden apreciar los distintos servicios que una estructura

offshore debe cumplir, según las labores a las que esté dedicada.


Servicios requeridos. Exploración y perforación.

Producción. Almacenamiento Transporte

Capacidad en cubierta- área de cubierta.

Soporte de risers.

Estacionamiento, durante producción.

Limitaciones de movimiento.

Movilidad

Posibilidad de fabricación. Tabla 3. Servicios requeridos por las estructuras offshore según su función [13].

Para servir a su propósito, la plataforma deberá contar con una determinada área de cubierta

para alojar a sus equipos, así como una determinada capacidad de almacenamiento de dichos

equipos, o cargas funcionales. Además, la plataforma deberá poder soportar los risers que

contienen tubo de perforación o los conductos para el ascenso de petróleo y gas desde el

fondo marino.

Obviamente, con los riser(s) conectados al lecho marino y a la cubierta, las limitaciones de

movimiento de la cubierta son también un requisito importante.

A parte de los requisitos de servicios generales, pueden existir otros relacionados, por

ejemplo, con la flexión de una viga de la cubierta, con el fin de asegurar que las deformaciones

relativas no imponen restricciones a la maquinaria, así como asegurar un nivel de vibraciones

inducidas por los equipos, que eviten problemas operacionales.

En general, las estructuras deben de ser diseñadas teniendo en cuenta su posibilidad de

fabricación e instalación. Este requisito se aplica especialmente en aquellas estructuras que

están diseñadas para estar situadas en una posición de forma permanente.

En el caso de las estructuras offshore dedicadas a la producción, estas deben poder servir

como base para la perforación y completado de unos 20-40 pozos, la producción en sí, la

posibilidad de descarga en un buque o el trasporte por tubería. Por ello, se requiere una

capacidad de cargas funcionales en torno a las 10.000-50.000 toneladas, y el área necesaria en

cubierta para almacenarlas. Cuando son utilizados risers de acero, las limitaciones de

movimientos son también un requisito. Si son utilizados risers flexibles, las limitaciones de

movimiento pueden ser menos exigentes. En tal caso, el principal efecto de los movimientos

de la plataforma sería la reducción de la eficiencia en el proceso de producción de

hidrocarburos. Además, con el fin de impedir el impacto de unos risers con otros,

habitualmente son establecidos requisitos referidos al movimiento relativo. También, la

fabricación e instalación de estos debe de ser posible. Las estructuras soportadas por el lecho

oceánico, como las tipo Jacket o plataformas de gravedad, son comúnmente utilizadas como

plataformas de producción. Sin embargo, el coste que supondría una estructura fija en aguas

profundas sugiere el uso de estructuras flotantes, especialmente en pozos aislados.


Finalmente, si el pozo debe de ser cerrado y la plataforma removida, esto se consigue de un

modo más sencillo con una plataforma flotante [13].

Requisitos de seguridad Los requisitos de seguridad son impuestos con el objetivo de evitar consecuencias extremas tal

como:

• Muertes o lesiones.

• Daño al medioambiente (contaminación).

• Daño a la propiedad.

El daño a la propiedad se mide en términos económicos. Claramente, las muertes y la

contaminación también conllevan una implicación económica. La sociedad (políticos,

autoridades, cuerpos reguladores, etc) consideran tan importante evitar sucesos como las

muertes y la contaminación, que hace que estos estén medidos explícitamente. Para una

estructura offshore, todas estas consecuencias son relevantes.Las muertes pueden ser

evitadas mediante:

• Limitando la tripulación y estableciendo un plan de evacuación en el caso de un

peligro. La última medida puede tener lugar si se establece una adecuada alarma u

aviso del peligro.

• Previniendo el vuelco de la estructura o zozobra de esta, así como el daño progresivo

de la cubierta, donde la mayoría de los hombres están alojados.

La contaminación o daño al medio ambiente pueden ser evitadas mediante:

• Previniendo el fallo de tuberías y tanques que contienen petróleo.

• Previniendo el fallo de la plataforma que podría causar un fallo en los risers/ tuberías.

• Proporcionando suficientes válvulas de seguridad adecuadas, para reducir el escape de

petróleo en el caso del fallo de un compartimento.

El daño a la propiedad (pérdida económica) puede ser prevenido mediante las precauciones

descritas, junto con la prevención de la ocurrencia de pérdidas menores, las cuales, de forma

progresiva, pueden derivarse en una catástrofe y así, requerir caras reparaciones. Por otro

lado, la sociedad desea proteger sus recursos contra estas consecuencias reforzando las leyes y

normativas que deben ser cumplidas en el diseño. Estas normativas contienen especificaciones

sobre las fuerzas y resistencia y los factores de seguridad que deben de ser utilizados,

asegurando así un nivel de seguridad.

Los criterios de seguridad pueden ser clasificadas de acuerdo a los siguientes modos;

• Volcamiento o zozobra (de una estructura flotante).

• Fallo de la estructura o parte de esta, sistema de fondeo o cimentado.

Para cada uno de estos modos de fallos, normalmente se hacen dos verificaciones;

• Estructura intacta (ULS, posiblemente FLS).

• Estructuras dañadas (PLS) [13].


Estos criterios y requisitos, como se ha mencionado, quedan reflejados en las distintas

normativas de las Sociedades de Clasificación, entre ellas DNV-GL, la cual será utilizada en este

proceso de diseño con el fin de verificar que este alcanza el nivel de seguridad requerido por la

sociedad.

Proceso de perforación (Drilling) El objetivo del proceso de perforación es el de hacer un agujero a través de la roca en el lecho

oceánico, hasta una potencial reserva de hidrocarburos o pozo. En general, grandes motores

diésel o turbinas de gas proporcionan la energía necesaria para el cabrestante (winch) y

motores que mueven la mesa rotatoria, una sección redonda del suelo de perforación en la

base de la torre de perforación que hace rotar el cable de perforación.

Una vez el pozo ha sido perforado una cierta distancia (30-100 metros) a través del lecho

oceánico, la sección de la superficie del pozo adhiere un diámetro mayor (25” por ejemplo),

una tubería de acero es cementada en él. Esta tubería es conocida como camisa (casing). El

equipo de prevención de escape BOP (blow-out preventer) es entonces instalado en la parte

superior de la camisa, al nivel del lecho oceánico. Como su nombre sugiere, la función de este

equipo es evitar el escape descontrolado de petróleo o gas del pozo en caso de una

emergencia. Este equipo está motorizado por actuadores hidráulicos muy potentes que

pueden sellar por completo el pozo en caso de que la presión alcance niveles peligrosos.

La tubería de perforación (drillpipe) se introduce, por su propio peso, en el agujero creado y es

girada por la mesa rotatoria a una velocidad de 50-100 rpm. Debido al peso y a la rotación de

la tubería de perforación, esta se abre camino a través de la roca. La sección superior de la

tubería de perforación es cuadrada en lugar de redonda. Esta parte de la tubería de

perforación es conocida como “Kelly”. Cuando una nueva longitud de la tubería de perforación

debe ser añadida, esta parte de desatornilla, se añade la nueva longitud de tubería, y se vuelve

a enroscar la “Kelly”. El proceso de perforación puede entonces continuar.

El proceso de perforación puede observarse de forma esquemática en la siguiente figura.


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

En la primera fase de la perforación, una broca de perforación (drill bit) de unas 25 pulgadas

(0.635 metros) es utilizada para llevar a un conductor de unas 23 pulgadas a una profundidad

de unos 30-100 metros. Después de la instalación del conductor de 23 pulgadas y de una

continuación de la perforación con una broca de 17 ½ pulgadas, la superficie de la camisa es

bajada dentro del agujero y cementada en el sitio. Entonces se monta de forma permanente

en la base a nivel del lecho oceánico el equipo de prevención de escape BOP.

La velocidad de perforación dependerá de la dureza de la roca. Existen diversos diseños para la

broca de perforación. Algunos de estos trabajan por la acción de pequeñas herramientas

rodando sobre la superficie, mientras que, para rocas duras, materiales como el diamante

pueden ser incrustados sobre la superficie de la broca.

Con el fin de remover los escombros de la perforación y así evitar que la herramienta se

obstruya, se utiliza un líquido de estiércol, denominado lodo de perforación (Mud). El líquido

de perforación además sirve para evitar la subida de temperatura en la broca y lubricarla.

Debido a su alta densidad de hasta 2.2 g/cm3 proporciona también una presión que

contrarresta la presión del agua, petróleo o gas que puedan ser encontrados en los diversos

estratos de la roca. El líquido de perforación es bombeado a través de la tubería de


perforación hueca y retorna a través del espacio entre la tubería de perforación y la camisa o

riser marino, una vez superado el nivel del lecho marino.

Es importante comprobar en todo momento el nivel de los tanques del líquido de perforación:

si este cae, significa que el líquido está escapando hacia la formación. Si aumenta, por ejemplo,

por estar perforando en una zona de alta presión hasta el doble de la presión del líquido de

perforación (hasta varios centenares de bares), existe un riesgo de escape de petróleo o gas.

En estas condiciones, cuando el líquido de perforación, a pesar de su alta densidad, no

produce suficiente contrapresión, el pozo debe ser en primer lugar sellado por un equipo que

consiste en una serie de válvulas de seguridad con manguitos elásticos, conocido como equipo

de prevención de escape BOP (Blowout preventer). Seguidamente, se aumenta la densidad del

líquido de perforación utilizando la línea muerta, antes de que el equipo de prevención de

escape pueda reabrir el pozo y continuar el proceso de perforación con normalidad. El equipo

de prevención de escape sella el pozo mediante varias válvulas de cierre flexibles, armadas con

acero y controladas de manera hidráulica o electrohidráulica.

Desde el lecho oceánico hasta la plataforma, el riser marino presenta una extensión de la

camisa. Su principal función es la de proporcionar una contención para la subida del líquido de

perforación, el cual es mantenido en un sistema cerrado por dos razones. Primero, para poder

analizar el líquido de perforación junto con los escombros de perforación, para poder obtener

información sobre la reserva. Segundo, el líquido de perforación a su retorno puede contener

hidrocarburos, los cuales no deben de ser eliminados.

Si la torre de perforación se encuentra montada sobre una plataforma flotante, como es el

caso, el movimiento vertical relativo entre la cabeza fija del pozo y la plataforma debe de ser

compensado por un número de equipos hidráulicos con el fin de evitar fuerzas excesivas sobre

el riser.

Los movimientos horizontales son asumidos por la elasticidad del conjunto del sistema,

siempre y cuando la amplitud de este movimiento se mantenga por debajo del 10% de la

profundidad del océano.

Con el objetivo de reducir los momentos flectores en el riser, este es equipado con rótulas (ball

joints) en las zonas superior e inferior.

La cubierta debe proporcionar espacio y capacidad de carga suficiente para almacenar el

equipo y las cargas variables necesarias. Una capacidad significativa de almacenamiento es

necesaria para las tuberías (camisa, tubería de perforación) agua y líquido de perforación es

requerida.

Cuando la broca de perforación se calienta, y debe ser cambiada, esto implica levantar hasta

varios centenares de metros la tubería de perforación y reemplazarla, un proceso que se

denomina “round trip” en el negocio de la perforación. La tubería de perforación es levantada

hasta tres longitudes a la vez, haciendo un total de 27 metros, y la broca es entonces

desatornillada. Esta es la razón por la que la torre de perforación debe ser de al menos unos

40-50 metros de altura [15].


Proceso de producción de petróleo Normalmente, la corriente de hidrocarburos ascendente es una mezcla de gases e

hidrocarburos en flujo a alta velocidad, turbulento y en constante expansión, mezclado

además con agua, vapor de agua, sólidos tales como arena y sedimentos, y en ocasiones

contaminantes como dióxido de carbono o sulfuro de hidrógeno. La principal función de una

planta de procesado en una instalación offshore es la de separar los productos de

hidrocarburos en fases de líquidos y gaseosos y la de remover cualquier impureza que pudiera

dificultar su transporte, como el agua.

La corriente proveniente del pozo se hace pasar primero por una serie de dispositivos de

separación y tratamiento con el objetivo de remover los sedimentos y el agua, separar los

líquidos de los gases, y tratamiento de las emulsiones para la eliminación más delante de agua,

sólidos y contaminantes no deseables. El petróleo entonces se estabiliza y almacena,

verificando su pureza. También el gas es examinado en su contenido en hidrocarburos e

impurezas, y la presión del gas es ajustada a la de la tubería u otras especificaciones para su

transporte. Cuando los hidrocarburos alcanzan la superficie, son procesados debidos

esencialmente a cuatro razones:

• Mejora de la seguridad.

• Preparación para el transporte.

• Cumplir con las especificaciones de venta.

• Minimizar la corrosión.

El proceso de refinamiento del petróleo crudo a una calidad apropiada para su transporte por

una tubería subacuática o un buque tanque de transporte es una operación simple la cual

consiste principalmente en la eliminación del gas asociado, así como el agua formada en de

separadores de producción. El grado de estabilización viene expresado normalmente por la

presión de vapor del líquido. La presión de vapor el punto de presión de evaporación para una

temperatura específica [15].

El proceso de producción de petróleo en una planta offshore puede apreciarse de forma

esquemática en la siguiente figura.

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


En primer lugar, al petróleo proveniente de los pozos le es inyectado un inhibidor de la

corrosión, para evitar la corrosión en las tuberías de la planta, junto con gas para aumentar su

presión. Parte de esta mezcla es derivada a un separador prueba para comprobar su estado,

mientras que el resto se deriva directamente al separador principal de petróleo, junto con la

mezcla, una vez testada, proveniente del separador de prueba. En el separador principal de

producción se obtienen tres productos distintos. Por un lado, el gas acumulado en el la parte

superior del separador es derivado a un dispositivo de tratamiento del gas. En este se separan

por un lado los condensados que el gas pueda contener, y el resto del gas se desprende a la

atmósfera en forma de llamarada. En segundo lugar, en el separador se encuentra el petróleo,

que es el producto objetivo del proceso de separación. Este es bombeado por las bombas

principales de petróleo y, una vez realizadas las medidas necesarias, es inyectado en las

tuberías para su transporte a tierra. El tercer y último producto en el separador es el agua, la

cual estaba contenida en la mezcla principal. Esta es derivada a un dispositivo de tratamiento

de agua. De esta deriva por un lado el agua, la cual es eliminada por la borda, una vez libre de

contaminantes, y por otro lado, el petróleo que esta agua contenía. Este es entonces

almacenado y dispuesto en buques tanque para su transporte a tierra.

Proceso de producción de gas El proceso de producción de gas será distinto del proceso de producción de petróleo, en

esencia debido a que la presión del gas en la plata de producción será mayor de la de los pozos

de extracción. Además, el gas será enviado a alta presión debido a los requisitos de las

especificaciones de venta, al contrario de lo que sucede con el petróleo, que será vendido

como un líquido estabilizado a baja presión. Tal y como hay gas presente en la producción de

petróleo, habrán condensados presentes en la producción de gas. El proceso de producción de

gas en una plata offshore puede apreciarse de forma esquemática en la siguiente figura.

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

Al igual que en una plata de producción de petróleo, a la mezcla proveniente de los pozos de

producción, le es inyectado sustancias inhibidoras de la corrosión junto con gas metano. De

igual modo, parte de la mezcla es derivada a un separador de prueba, mientras que el resto es

enviado directamente al separador principal de producción. Del separador test, el gas


separado es enviado de forma directa, evitando el separador principal, al gas producido,

mientras que el resto de la mezcla es enviada al separador principal de producción. Al igual

que en caso de una planta de producción de petróleo, del separador principal de producción

son obtenidos tres productos. En primer lugar, y en la parte superior del separador, se obtiene

el gas producido, que es el producto objetivo de este proceso. El gas producido será entonces

comprimido. A su vez, del proceso de compresión se diferencian tres productos. Por un lado se

obtiene gas combustible, utilizado en la generación de energía de la plataforma. Por otro lado,

se obtienen el resto de condensados del gas, los cuales son enviados al dispositivo de

tratamiento de condensados. Por último, se obtiene el gas a alta presión. Este será entonces

conducido a un proceso de deshidratación y, una vez realizadas las medidas necesarias, será

enviado a la tubería a alta presión para su transporte a tierra. Por otro lado, del separador

principal de producción se obtienen productos condensados. Estos son enviados al dispositivo

de tratamiento de condensados, junto con los productos condensados obtenidos en la

compresión del gas. Una vez estos productos han sido tratados, son bombeados y enviados a

al dispositivo de medida y enviados, junto con el gas a alta presión a las tuberías para su

transporte a tierra. El último producto obtenido en el separador principal de producción será

el agua. Esta se envía entonces a una unidad de tratamiento de agua y, una vez libre de

impurezas y alcanzada la calidad necesaria, será enviada de vuelta al mar.

Proceso de sellado y abandono del pozo. Una vez concluidas las labores de explotación del pozo o si durante las perforaciones de

exploración se determina que el pozo está seco o tiene unos ratios productivas bajos, que no

lo hacen rentable en su explotación, se ha de sellar rellenando con cemento. Esto se hace con

tapones de longitud determinada a lo largo de la longitud del pozo y espaciados entre sí,

cerrando el último en el fondo marino.

Las camisas se cortan en el fondo marino lo más profundo posible usando herramientas de

corte circular conectadas en el extremo de la tubería de perforación o con explosivos. En el

Mar del Norte, las Regulaciones Ejecutivas de Seguridad y Salud (Health and Safety Executive

Regulations) requieren que todos los tramos de camisas se corten como mínimo 10 pies (3

metros) bajo el fondo marino y que todas las estructuras por encima de este se recuperen, no

dejando chatarra en el fondo. Además, cualquier escombro localizado en un radio de 70

metros alrededor del pozo ha de ser recogido [16].

Sistemas requeridos en la plataforma.

Las principales funciones de una plataforma de producción de petróleo y gas integrada se

pueden observar en la siguiente figura.


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

Tal y como se observa en la figura anterior, la plataforma puede ser dividida en módulos

separados o áreas funcionales:

• Habilitación.

• Área de utilidades (generación de energía, inyección de agua, otras funciones)

• Área de perforación (sistemas de líquido de perforación, equipos de perforación)

• Área de cabezal de pozo (Wellhead área)

• Área de procesado (separación, tratamiento, bombeado/compresión).

Las áreas de las funciones principales pueden estar localizadas en una sola plataforma

multifuncional integrada. Sin embargo, en otros casos, principalmente en aguas someras,

varias plataformas pueden ser utilizadas en combinación. Cuando son utilizados sistemas de

producción subacuáticos en combinación con plataformas flotantes o buques, el área de

cabeza de pozo se sitúa en el lecho marino, mientras que las actividades de perforación son

llevadas a cabo en la unidad de perforación móvil.

En este caso, la plataforma objetivo será una plataforma multifuncional integrada con todos

los sistemas requeridos para la perforación y producción de petróleo y gas instalados a bordo.

Además, será necesario disponer de equipos para otros sistemas como:

- Suministro de energía.

- Detención e extinción de incendios y otras funciones relacionadas con la seguridad.

- Deshecho de agua.

- Sistema de calefacción y ventilación.

- Sistema de agua salada.

- Sistema de agua dulce.

- Sistema de refrigeración.

- Sistemas hidráulicos.

El sistema de suministro de energía normalmente implica un requisito significativo de peso y

espacio. Debido a que las estructuras flotantes son sensibles al peso, existe un incentivo para

desarrollar equipos de producción diseñados en particular para este tipo de estructuras [15].


Capítulo 3. Dimensionamiento

En el presente capítulo, se llevará a cabo una primera estimación y selección de la

configuración y dimensiones de la plataforma semi-sumergible. En primer lugar, se describe la

configuración típica de una plataforma semi-sumergible. A continuación, partiendo de los

datos iniciales y realizando las suposiciones necesarias, se realiza una estimación del

desplazamiento final de la estructura. Con este resultado, y de acuerdo con una base de datos

de otras plataformas offshore semi-sumergibles, se realiza una estimación del área de cubierta

necesaria. Después, se realiza una estimación de los pesos de mayor importancia en la

plataforma, así como una distribución preliminar de los equipos en las cubiertas y una

selección de estos, obteniendo un peso a priori para cada uno de ellos. Más adelante, se

realiza una estimación de la situación en la plataforma de las distintas cargas variables

necesarias. Con estos valores estimados, y con la ayuda de un programa desarrollado en

Matlab, se realiza una simulación de distintas combinaciones de dimensiones de columnas y

pontones de la plataforma, para obtener de esta una selección de las dimensiones óptimas en

función de la altura metacéntrica y el peso estructural de la plataforma.

Configuración típica de una plataforma semi-sumergible La configuración típica de una plataforma semi-sumergible está condicionada por las misiones

y las funciones de apoyo asociadas a las que vaya a destinarse. Los cuatro componentes

principales de la configuración de una semi-sumergible son:

• Pontones.

• Columnas estabilizadoras.

• Reforzado (Bracing).

• Cubiertas (Topside).

A continuación, se describen cada uno de estos componentes.

Pontones. El número y disposición de los pontones distingue a una variedad de

configuraciones empleadas en la evolución de las semi.sumergibles. Este tipo de plataformas

se pueden encontrar en tres disposiciones generalmente.

• Pontones independientes bajo columna. Bajo cada columna se instala un flotador, no

conectado con las otras columnas.

• Pontones paralelepipédicos paralelos entre sí, desde los simples 2 pontones hasta 6 u

8, sobre los que se instalan 2 o más columnas estabilizadoras.

• Emparrillado de pontones ortogonales, desde una simple cuadrilla, hasta parrilla de

numerosos pontones ortogonales.


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

La disposición de pontones paralelos paralelepipédicos es la opción que más se ajusta a los

requerimientos de movilidad y maniobrabilidad, y es de aplicación exclusiva para semi-

sumergibles. La evolución hacia operación en grandes profundidades ha aumentado el

desplazamiento de estas unidades al aumentar la carga variable sobre cubierta, el peso

muerto, la mayor profundidad de operación para la exploración, por lo que se requiere de

mayor acopio de tubulares de perforación, risers, consumibles de perforación, potencia

instalada y consecuentemente los consumos aumentan. Los pontones han de disponer de

suficiente volumen de carena para sustentar los grandes desplazamientos en condiciones de

tránsito, con un mínimo de francobordo (sobre cubierta del pontón) y dar cabida a los equipos

de propulsión (en caso de que la plataforma sea autopropulsada) así como los consumos y

lastre para inmersión. Estructuralmente funcionan como un gran elemento que proporciona

resistencia longitudinal siendo de apoyo a las columnas estabilizadoras, lo que contribuye a

disminuir la transmisión de esfuerzos sobre la cubierta a través de las columnas.

Columnas estabilizadoras. Las columnas estabilizadoras constituyen uno de los principales

elementos de flotación y estabilidad durante la inmersión de la plataforma. El número y

disposición de las columnas está íntimamente ligado con el número y disposición de los

pontones que disponga la plataforma. En la actualidad, estas plataformas se diseñan sobre

pontones paralelos sobre los que se levantan 4, 6 u 8 columnas estabilizadoras, repartidas

simétricamente en cada uno de los pontones.

El número de columnas está íntimamente ligado con el peso de la estructura en cubierta con

todos sus equipos y pesos, con los requerimientos de estabilidad, con el área geográfica de


operación o con el reforzado entre las columnas pontones y cubierta. La función de las

columnas es proveer estabilidad y soportar el peso de la cubierta. Lo habitual es dimensionar

la columna con áreas seccionales lo suficientemente grandes como para proveer una elevada

inercia y por tanto una estabilidad adecuada. En general el menor número de columnas está

relacionado con el menor coste de la estructura, aunque una reducción de columnas implica

más peso de estructura de refuerzo y mayor robustez de las columnas.

Las columnas, que en las primeras generaciones de plataformas tenían sección circular, han

evolucionado a secciones casi en su totalidad de formas rectangulares o cuadradas con

vértices redondeados o ahusados. La altura de las columnas se define atendiendo a tres

requerimientos:

• Respuesta a las acciones del mar. Una mayor capacidad de inmersión reduce la

respuesta a la arfada. Mayor número de columnas mejora la respuesta a la arfada ya

que aumenta el amortiguamiento.

• Condiciones de estabilidad. Pesos muy altos aumentan el centro de gravedad y

disminuyen el radio metacéntrico. El volumen desplazado por las columnas, junto con

el de los pontones, debe ser capaz de contrarrestar este efecto, manteniendo la

plataforma en equilibrio con un radio metacéntrico positivo.

• Durante la operación se ha de mantener una distancia mínima entre la cresta de la ola

y el fondo de la estructura de cubierta para evitar slamming. A esta distancia se la

conoce habitualmente como Airgap.

Reforzado o bracing. El reforzado tiene la misión de unir entre sí los elementos estructurales

que componen la estructura semi-sumergible y transmitir los esfuerzos y cargas a los que

están sometidos. Una plataforma semi-sumergible tiene varios flotadores o pontones sobre los

que se instalan las columnas estabilizadoras. Para mantener la posición y separación de estos,

se disponen los reforzados, que han ido evolucionando en su configuración con las diferentes

generaciones de semi-sumergibles. Los elementos que forman el reforzado se realizan

generalmente en perfil tubular con sección constante o variable, que proporciona valores de

inercia homogéneos, y por tanto mayor rigidez, en todas las direcciones de incidencia de

esfuerzos. El reforzado presenta un elevado coste de fabricación y mantenimiento. El

entramado del refuerzo estará sometido a grandes esfuerzos. En la práctica la tendencia es

que todo el reforzado quede al aire a fin de disminuir la resistencia, los esfuerzos

hidrodinámicos y mejorar la mantenibilidad.

Otra tendencia actual es la de disminuir el reforzado para reducir el coste de producción,

optando por diseños de uniones entre cubiertas y columnas más eficientes, con el empleo de

materiales con alto límite elástico en aquellas zonas donde se prevea concentración de

tensiones.

Cubierta o Topside. Las cubiertas de las plataformas semi-sumergibles han evolucionado

pasando por flotadores, donde estaban formadas por una estructura de nivel, con casetas y

pañoles sobre estas, sin coherencia estructural con el resto de los elementos de la unidad, a las

actuales, formadas por cubiertas de tipo cajón, integradas en la resistencia estructural del

conjunto.


La cubierta tipo cajón tiene grandes ventajas estructurales, con mayor resistencia, con su

espacio interior utilizable que proporciona protección medioambiental a todos los equipos y

actividades que se desarrollan en su interior, y la flotabilidad extra en caso de avería. Es una

alternativa más económica, menos pesada y con mejores cualidades estructurales que

cualquier otra alternativa actual de aplicación a una plataforma semi-sumergible.

Sobre la cubierta se instalan los equipos de perforación y sus equipos y servicios auxiliares,

grúas para suministro a flote, los parques de almacenamiento de tubulares y risers,

plataformas de operación, habilitación y puente de mando. En el interior se instala la planta de

generación eléctrica, así como auxiliares de máquinas, tanques de consumos diarios, equipos

de amarre, etc.

Bajo la torre de perforación se dispone un paso estanco directo entre la superficie de

perforación y el océano, para las operaciones submarinas. Este se conoce habitualmente como

moon pool [7].

Datos iniciales y estimación del desplazamiento De acuerdo con la descripción del proyecto, y tal y como es mencionado en el apartado de

introducción, la plataforma contará con una carga variable de entre 2.000 y 8.000 toneladas

métricas y de operación a 500 m de profundidad.

El desplazamiento total de la plataforma estará compuesto por dos pesos principales distintos,

por un lado, el peso en rosca, y por el otro, el peso muerto.

∆= 𝑃𝑅 + 𝑃𝑀 (3.1) Siendo,

∆, el desplazamiento total de la plataforma (Tn).

PR, peso en rosca de la plataforma (Tn). Este peso se constituye por el peso estructural

de la plataforma, como del peso de los equipos fijos a esta.

PM, peso muerto de la plataforma (Tn). Este peso se constituye por los pesos variables

de la plataforma que son necesarios para la operación junto con agua de lastre y otros

líquidos.

Se define la carga variable como aquella que varían durante las labores de operación de la

plataforma y son necesarias para que estas puedan tener lugar, tales como combustible,

aceites lubricantes, agua de lastre, agua limpia, útiles consumibles para la tripulación y sus

efectos [18]. De acuerdo con la normativa MODU [19] la carga variable y peso en rosca de una

plataforma offshore están compuestos por una serie de pesos detallados a continuación.

El peso en rosca (PR) de una plataforma incluye todos aquellos pesos que se consideran fijos a

esta, entre ellos:

• Drawworks.

• Bombas de lodo (mud pumps).

• Mesa rotatoria (Rotary table).


• Top drive.

• Planta de generación de energía.

• Peso estructural.

• Todos aquellos equipos que no pueden ser removidos de la plataforma.

Las cargas variables (Variable Load) en una plataforma incluyen:

• Cadena de perforación.

• Equipo de prevención de escapes (BOP).

• Piezas de repuesto.

• Tensión vertical para mantener levantado el riser.

• Diésel.

• Agua transportada.

• Unidades de carga (como sacos, víveres, etc).

• Líquido de perforación (liquid mud).

• Herramientas de operación.

• Equipo submarino.

• Equipo de fondeo.

La profundidad del pozo, así como su estrategia de encamisado tienen un gran impacto sobre

la carga variable necesaria. Para plataformas flotantes, la necesidad de almacenamiento de

volúmenes completos de risers aumenta de un modo significativo los requerimientos de peso y

espacio en la plataforma conforme aumenta la profundidad de operación. En la siguiente tabla

se puede observar una distribución típica de pesos en una plataforma semi-sumergible

dedicada en exclusiva a labores de perforación.

Desplazamiento total (∆) 19000 Tn

Peso estructural 7500 Tn

Equipo permanente 2000 Tn

Agua de lastre y otros líquidos 6000 Tn

Carga Variable (VL) 3500 Tn

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

En este ejemplo, de acuerdo con esta distribución el peso en rosca sería el formado por,

𝑃𝑅 = 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 (7500 𝑇𝑛) + 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 (2000 𝑇𝑛) = 9500 𝑇𝑛

Que en relación con el desplazamiento total de esta estructura sería,

9500 (𝑇𝑛)

19000 (𝑇𝑛)= 0.5 → 𝑃𝑅 = 50% ∆

Mientras que el otro 50% restante del peso de la plataforma será el correspondiente al peso

muerto (PM).


Sin embargo, este sería el caso de una distribución de pesos para una plataforma dedicada a

labores de perforación en exclusiva. Como ya ha sido especificado en apartados anteriores, la

plataforma objetivo de este proyecto estará dedicada a labores tanto de perforación como de

producción de petróleo y gas, por ello, se estima que la carga variable de la plataforma

suponga un porcentaje mayor del desplazamiento total. Se realiza entonces la suposición de

que el peso en rosca formará el 40% del total del desplazamiento, mientras que el 60%

restante estará formado por el peso muerto.

∆= 𝑃𝑅 (40%) + 𝑃𝑀 (60%)

Por otro lado, el peso muerto de la plataforma será el compuesto por,

𝑃𝑀 = 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑉𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 (𝑉𝐿) + 𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑦 𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑠 Con referencia al ejemplo anterior, se obtienen las siguientes relaciones:

𝑃𝑀 = 𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑦 𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑠 (6000 𝑇𝑛) + 𝑉𝐿 (3500 𝑇𝑛) = 9500 𝑇𝑛

3500 (𝑇𝑛)

9500 (𝑇𝑛)= 0.368 ≈ 0.4 → 𝑉𝐿 = (40%)𝑃𝑀

𝑃𝑀 = 𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑦 𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑠 (60%) + 𝑉𝐿 (40%) Se asume esta misma relación para la plataforma objetivo del proyecto.

Por otro lado, el peso en rosca estará compuesto

𝑃𝑅 = 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 + 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 De la expresión (2) se pueden deducir los siguientes resultados:

7500 (𝑇𝑛)

9500 (𝑇𝑛)= 0.789 ≈ 0.8 → 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = (80%) 𝑃𝑅

𝑃𝑅 = 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 (80%) + 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 (20%)

En resumen, la distinción de pesos que componen el desplazamiento total de la plataforma se puede describir de la siguiente forma:

𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (∆)

{

−𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑛 𝑟𝑜𝑠𝑐𝑎 (𝑃𝑅) (40%)

{

−𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 (80%)

−𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 (20%)

−𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑚𝑢𝑒𝑟𝑡𝑜 (𝑃𝑀) (60%){

−𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑦 𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑠 (60%)

−𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑉𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠 (𝑉𝐿) (40%)

Tabla 5. Distinción de pesos I.


De acuerdo con la tabla anterior, se sabe que, de forma aproximada:

𝑉𝐿 = 24 % ∆ 𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑦 = 36 % ∆ 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 = 8 % ∆ 𝑃 𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = 32% ∆

Por otro lado, y una vez establecida una base de datos con un número adecuado de plataformas operando en el mercado que recoja sus características principales (Anexo II), es posible establecer relaciones entre estas. Por ejemplo, la relación entre la carga variable de estas plataformas con respecto a su desplazamiento total muestra el siguiente aspecto:

Figura 20. Relación VL-Desplazamiento para las plataformas semi-sumergibles en el mercado

. Como se puede observar, de acuerdo con la base de datos de plataformas, un gran número de estas tiene una carga variable de entre el 10-20% de su desplazamiento total. De este modo, de acuerdo con el ejemplo anterior y la base de datos, se estima que un porcentaje adecuado de la carga variable (VL) en relación con el desplazamiento total de la estructura podría ser del 20%. Por otro lado, se estima que la proporción del peso de equipo permanente sea algo mayor de lo definido anteriormente debido a que necesitará de un mayor equipo que en caso del ejemplo anterior. Es decir, una posible estimación de la distinción de pesos de la plataforma objetivo a priori sería la siguiente:

𝑉𝐿 = 20 % ∆ 𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑦 𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑠 = 40 % ∆ 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 = 10 % ∆ 𝑃 𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = 30% ∆

0

3

26 26

10

3

1

7

1

0

5

10

15

20

25

30

0-5 (%) 5-10(%) 10-15(%) 15-20(%) 20-25(%) 25-30(%) 30-35(%) 35-40(%) 40-45(%)

Nº

de

pla

tafo

rmas

VL/Δ (%)


𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (∆)

{

−𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑛 𝑟𝑜𝑠𝑐𝑎 (𝑃𝑅)(40%)

{

−𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 (75 %)

−𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 (25 %)

−𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑚𝑢𝑒𝑟𝑡𝑜 (𝑃𝑀)(60%){

−𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑦 𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑠 (67%)

−𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑉𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠 (𝑉𝐿)(33%)

. Tabla 6. Distinción de pesos II.

Ha de tenerse en cuenta, no obstante, que esta distinción de pesos no es sino una estimación, y que deberá ser comprobada en procesos posteriores del diseño. Teniendo esto en cuenta, se realiza una estimación del desplazamiento total de la plataforma, que será utilizado en procesos posteriores del diseño. Para ello, se estima también un valor para las cargas variables (VL). Debido a que en la definición del proyecto se estipula que las cargas variables deberán de ser de entre 2000 y 8000 Tn, se selecciona una carga variable inicial de 5000 Tn, no obstante, este valor deberá ser comprobado en etapas posteriores de diseño, aunque deberá estar siempre dentro de este rango.

𝑉𝐿 = 5000 (𝑇𝑛) = (20%) ∆ → ∆1= 25.000 (𝑇𝑛) Siendo ∆1, la primera estimación del desplazamiento total de la plataforma (Tn).

Dimensiones de la cubierta principal En este presente apartado, se llevará a cabo el proceso de selección de las dimensiones de la

cubierta principal.

Con el fin de realizar dicha selección, se establecerán las relaciones necesarias entre las

características relevantes de un número adecuado de plataformas de tipo semi-sumergibles

operativas en actualmente en el mercado. Dichos datos se encuentran recogidos en la base de

datos, correspondiente al Apéndice II.

Según corresponda a cada regresión, serán introducidos uno de los datos iniciales siguientes;

∆= 25000 𝑇𝑛

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 = 500 𝑚

𝑉𝐿 = 5000 𝑇𝑛

Con el fin de realizar una estimación de la longitud de la cubierta principal de la plataforma

objetivo, se establecen las siguientes relaciones correspondientes a la base de datos, filtrando

en cada caso aquellos datos que puedan distorsionar los resultados.


• Longitud de la cubierta – Desplazamiento

Figura 21. Regresión longitud de la cubierta-desplazamiento base de datos.

Introduciendo el valor del desplazamiento obtenido en la distribución mostrada en la figura

anterior, el valor de longitud de la cubierta obtenido es,

𝐿 = 0.0008 ∗ (25000) + 73.198 = 93.198 𝑚

60

70

80

90

100

110

120

130

140

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000

LON

GIT

UD

DE

LA C

UB

IER

TA (

M)

DESPLAZAMIENTO (TN)


• Longitud de la cubierta - profundidad

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



𝐿 = 0.0095 ∗ (500) + 87.853 = 92.603 (𝑚)

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Lon

gitu

d d

e la

cu

bie

rta

(m)

Profundidad (m)


• Longitud de la cubierta – carga variable (VL)

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



𝐿 = 0.002 ∗ (5000) + 87.879 = 97.879 (𝑚)

Sin embargo, por lo que se puede apreciar en la figura anterior, la correlación de esta última

regresión es especialmente pequeña, por lo que este resultado carece de especial relevancia.

Con todo ello, es tenido en cuenta debido que a no se disponen de datos más precisos. En

resumen, se obtienen los siguientes resultados de longitud de la cubierta principal, los cuales,

teniendo en cuenta la correlación de cada una de las regresiones, son utilizados para realizar

una estimación inicial de la longitud de cubierta de la plataforma objetivo.

Longitud (m) Índice de correlación

Longitud-Desplazamiento 93.198 0.2904

Longitud- profundidad 92.603 0.1044

Longitud-Carga Variable (VL) 97.879 0.0437

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

Con estos resultados, se decide que la estimación de la longitud de la cubierta principal sea la

siguiente,

𝐿 = 94 𝑚

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Lon

gitu

d d

e la

cu

bie

rta

(m)

Carga Variable , VL (Tn)


• Manga de la cubierta-desplazamiento

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


anterior, el valor de manga de la cubierta obtenido es,

𝐵 = 0.0005 ∗ (25000) + 59.783 = 72.283 𝑚

• Manga- profundidad.

Figura 25. Regresión manga- profundidad base de datos.

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000

Man

ga d

e la

cu

bie

rta

(m)

Desplazamiento (Tn)

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Man

ga d

e la

cu

bie

rta

(m)

Profundidad (m)




𝐵 = 0.0078 ∗ (500) + 65.128 = 69.028 𝑚

• Manga-carga variable (VL).

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



𝐵 = 0.0026 ∗ (5000) + 62.865 = 75.865 (𝑚)

En resumen, se obtienen los siguientes resultados de manga de la cubierta principal, los cuales,

teniendo en cuenta la correlación de cada una de las regresiones, son utilizados para realizar

una estimación inicial de la manga de cubierta de la plataforma objetivo.

Manga (m) Índice de correlación

Manga -Desplazamiento 72.283 0.2986

Manga - profundidad 69.028 0.1378

Manga -Carga Variable (VL) 75.865 0.1635

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

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Man

ga d

e la

cu

bie

rta(

m)

Carga Variable, VL (Tn)


Con estos resultados, se decide que la estimación de la manga de la cubierta principal sea la

siguiente,

𝐵 = 73 𝑚

Por otro lado, partiendo de la base de datos de plataformas semi-sumergibles que operan en

la actualidad, es posible realizar una primera estimación de otras características de la

plataforma, como el número de columnas de esta y las dimensiones de las columnas y

pontones en relación con la eslora total de la plataforma, la cual ha sido estimada.

• Estimación del número de columnas según la base de datos de plataformas

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

De acuerdo con la figura anterior, se puede observar que en la actualidad la gran parte de las

plataformas semi-sumergibles utilizan una configuración de cuatro columnas. Además, existe

un número importante de plataformas que utilizan ocho columnas y, aunque en menor

proporción, en seis columnas estabilizadoras. Sin embargo, es poco habitual, y prácticamente

inexiste, plataformas semi-sumergibles que utilicen más de ocho columnas estabilizadoras.

• Estimación de la altura de las columnas

A pesar de la escasez de datos en este aspecto, es posible establecer una relación entre, por

ejemplo, el desplazamiento de la plataforma, y la altura de las columnas de acuerdo a la base

de datos, que proporcione una primera idea de las dimensiones de estas.

45

17

24

1

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

4 6 8 más de 8

Nº

de

pla

tafo

rmas

Nº de columnas


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

De acuerdo con la figura anterior, se puede apreciar un rápido crecimiento exponencial en la

altura de las columnas según aumenta el desplazamiento de la plataforma. Según estos datos,

la plataforma objetivo, de unas 25000 toneladas de desplazamiento estimadas, podría tener

una altura de columnas en torno a los 15 metros.

Sin embargo, estos resultados pueden ser poco fiables y han de ser puestos en duda. En primer

lugar, debido a la escasez de datos disponibles. En segundo lugar, la altura de las columnas

depende de otros factores que no son tenidos en cuenta, por ejemplo, puede que uno de estos

factores más importantes sea la necesidad de espacio entre la cresta de ola máxima y la

cubierta inferior, esto es, lo que se conoce como Air-gap. Este requisito puede variar

notablemente según la región en la que se encuentre la plataforma. Otro aspecto no recogido

en la distribución anterior es el número de columnas de las que dispone la plataforma. Si el

número de columnas es mayor, las dimensiones de estas pueden verse reducidas y viceversa.

Con todo ello en cuenta, la gráfica anterior proporciona, sin embargo, una idea de las

dimensiones de las columnas utilizadas en las plataformas semi-sumergibles en el mercado

actual.

• Estimación de la longitud de los pontones

Al igual que en el caso anterior, es posible establecer una relación entre el desplazamiento de

la plataforma y la longitud de los pontones utilizados por esta, de acuerdo a la base de datos

de plataformas semi-sumergibles disponibles en el mercado. De igual modo, habrá de tenerse

en cuenta la escasez de datos disponibles en este aspecto, así como otros factores.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000

Alt

ura

de

las

colu

mn

as (

m)

Desplazamiento (Tn)


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

De acuerdo con la figura anterior, la mayor parte de las plataformas semi-sumergibles de las

que se disponen datos, utilizan pontones con una longitud de 95 metros. Sin embargo, habrá

de tenerse en cuenta otros factores en el diseño de los pontones como capacidad de

almacenamiento y lastre, así como su volumen desplazado. Aun así, esta grafica proporciona

una idea de la longitud de los pontones utilizados por plataformas semi-sumergibles en el

mercado actual.

Definición de pesos principales Llegados a este punto del diseño resulta esencial para cálculos posteriores, como la estimación

de la altura metacéntrica, la definición de los pesos principales de la plataforma, así como una

aproximación de su emplazamiento en ella. Estos pesos principales tal y como se han definido

al inicio de este capítulo, serán los formados por los equipos permanentes, las cargas variables

y el peso estructural. En esta fase del diseño, el peso correspondiente al agua de lastre y otros

líquidos, será estimado de acuerdo a la división de pesos.

• Estimación del equipo fijo en la plataforma

Debido a la necesidad de realizar una estimación del peso de los principales equipos instalados

a bordo, estos deberán ser seleccionados, siendo posible su re-selección en etapas más

avanzadas del diseño. La selección de dichos equipos será realizada de acuerdo a equipos

utilizados en plataformas semi-sumergibles, con los mismos requisitos funcionales y de

desplazamiento similar, en particular serán usados como referencia los equipos utilizados en la

plataforma semi-sumergible “Heydar-Aliyev”, de unas 27000 toneladas de desplazamiento,

con 4000 toneladas de carga variable.

1

3

7

0

1

2

3

4

5

6

7

8

80 (m) 90(m) 95 (m)

Nº

de

pla

tafo

rmas

Longitud de los pontones (m)


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

Como puede observarse al comienzo de este capítulo, el peso estimado para el equipo fijo de

la plataforma era del 10% del desplazamiento total de esta, lo cual serían unas 2500 toneladas

aproximadamente. Sin embargo, el peso total de los equipos fijos resulta significativamente

menor (1082 Tn). Esta diferencia podría ser atribuida al resto de equipos fijos no listados en la

tabla anterior, tales como válvulas, tuberías, generadores de menor tamaño, intercambiadores

de calor, etc, siendo también posible la modificación del porcentaje de los equipos fijos en el

desplazamiento total de la plataforma, así como el propio desplazamiento de esta.

• Estimación de la carga variable (VL)

Al igual que en el caso anterior, la lisa de pesos variables será definida teniendo como

referencia una plataforma operativa en el mercado de desplazamiento similar. En particular,

también será utilizada la misma plataforma que para el caso anterior. En primer lugar, serán

definidos los equipos que forman parte de la carga variable para, a continuación, definir

aquellos líquidos y consumibles que forman parte de esta.

Componente Heydar-Aliyev Peso estimado

(Tn)

Torre de perforación 66 m altura, capacidad de carga en gancho de

8896.45 KN 240

Drawworks National Oilwell 2040-UPREC, 4000 hp 86.5

Compensador bloque corona

Hydralift CMC 1000-25, 2000 Kips

163

Mesa rotatoria National Oilwell, 49 ½, carga max 910t 10.5

Bombas de lodo Tres bombas Wirth, de 1100 hp de entrada 15 x 3 = 45

Equipo de generación de energía

Cuatro motores diésel Wärtsilä Vasa 16V 200, salida de 2680 Kw

27.282 x 4 ≈110

Top Drive National Oilwell PS-2 con capacidad de 1000 Hp 15

Equipo de manejo de tuberías

MH wirth BRC 1000 x 11.5 LH 22-847 17

Habilitación Según [15], Tabla 1.6 100

Helipuerto Según [15], Tabla 1.6 180

Grúas 1-Kenz DHL 40 capacidad 40t 2-Kenz DLH 60 capacidad 60 t

3-Knuckle boom crane, capacidad de 12t

40

50

24.8

Peso Total (Tn) 1082


Componente Heydar-Aliyev Peso estimado

(Tn)

Equipo de prevención de escapes BOP

Shaffer NXT 18 ¾ “BOP 15000 psi 10.54

Desviador Incorporado en el equipo BOP 10

Equipos de tensionado de riser

Cuatro tensores de riser doble. Dos tensores de riser simples.

10 x 4 =40

8.4 x 2= 16.8

Mangueras de producción (Manifold)

IKM Testing AS. IDLM -01 10.185

Equipo de fondeo

Ocho puntos de fondeo. Línea para 1000 de profundidad 3” (76

mm) de diámetro de cadena Anclas de capacidad de 200 t

135 (Kg/m) * 600 m=135 Tn x 4= 324 Tn

200 Tn x 4=800 Tn

Helicóptero Helicóptero de salvamento ELIMER 6.4 Tabla 10. Lista de equipos pertenecientes a las cargas variables.

De este modo, el peso estimado de los equipos que debe llevar alojados la plataforma es el

siguiente:

𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠𝑖 = 3717.925 𝑇𝑛

Además de los equipos listados en la tabla anterior, pueden existir otros equipos como cargas

variables que no han sido tenidos en cuenta. Por otro lado, habrán de ser estimados los pesos

correspondientes a los líquidos y consumibles de los que deberá disponer la plataforma con el

objetivo de cumplir sus requisitos funcionales. Estos valores son también obtenidos con

referencia a la plataforma “Heydar-Aliyev”, ya que el valor de su carga variable es similar a de

la plataforma objetiva.

Volumen

(m3) Densidad (Tn/m3)

Peso (Tn)

Agua de perforación 600 1.025 615

Agua potable 300 1 300

Diésel 600 0.975 585

Salmuera (Brine) 200 1.198 240

Aceite base (Base Oil) 200 0.88 176

Liquido de perforación o lodo (Liquid mud)

500 1.84 920

Lodo a granel (Bulk mud) 200 1.84 368

Cemento 200 2.4 480

Material en sacos 80 0.15 12 Tabla 11. Lista de líquidos y consumibles en la plataforma objetivo.

Siendo el peso total de las cargas variables:

𝑉𝐿 = 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝐿í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑠 + 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 = 4913.645 𝑇𝑛 ≈ 5000 𝑇𝑛


Como se puede observar, el valor de la carga variable obtenido es muy similar a mismo valor

estimado al comienzo del capítulo. Por ello, es posible afirmar que la estimación de cargas

variables ha sido la correcta y coincide con la deseada, por requisitos del proyecto, en la

plataforma objetivo.

• Estimación del peso estructural

El peso estructural de la plataforma es la componente más importante que, junto con el peso

de los equipos fijos en la plataforma, componen el peso en rosca de esta. Como resulta

evidente, el peso estructural de la estructura dependerá principalmente de las dimensiones de

ésta, así como del espesor de la plancha de acero utilizada y su densidad. En primer lugar, se

definen las distintas dimensiones que compondrán la plataforma. La forma seleccionada de las

columnas será cuadrada debido a que, tal y como se ha descrito al comienzo de este capítulo,

la configuración cilíndrica de las columnas fue utilizada en las primeras generaciones de este

tipo, habiendo ya evolucionado esta configuración hacia formas rectangulares o cuadradas en

la actualidad.

Las dimensiones en las cuales se puede distinguir la plataforma son:

𝐿, longitud de la cubierta principal (m).

𝐵, manga de la cubierta principal (m)

ℎ, altura de una cubierta (m).

𝑏, lado de la base de las columnas (m).

𝐻𝑐, altura de las columnas (m).

𝐿𝑝, longitud de los pontones (m).

𝐻𝑝, altura de los pontones (m).

𝐵𝑝, manga de los pontones (m).

𝐷, distancia transversal entre el centro de las columnas y el eje neutro de la plataforma (m).

𝐻, altura de la plataforma, medido verticalmente desde el forro superior de la cubierta hasta

el forro inferior de los pontones (m). Definido como,

𝐻 = 𝐻𝑝 +𝐻𝑐 + 2ℎ (𝑚) (3.2)

𝐴𝑖𝑟 − 𝑔𝑎𝑝, distancia medida verticalmente desde la línea de flotación hasta el forro de la

cubierta inferior (m).

𝑇𝑐, calado de las columnas, medido verticalmente desde el forro superior de los pontones

hasta la línea de flotación (m).


𝑇, calado total, medido verticalmente desde el forro inferior de los pontones hasta la línea de

flotación.

Debido a consideraciones hidrodinámicas, y teniendo en cuenta las tendencias actuales de

construcción de pontones, se decide que estos tengan forma curvada en ambos extremos. Se

establece dicha zona curvada como el 10% de la longitud de los pontones a cada lado,

haciendo que la zona central y recta de estos supongan el 80% de la longitud total de los

mismos.

Estas dimensiones son representadas de forma esquemática en las siguientes figuras.

Figura 30. Dimensiones de la plataforma vista frontal.

Figura 31. Dimensiones de la plataforma vista en planta.


En cuento a los espesores de plancha utilizados, es necesaria una estimación a priori que

permita realizar una estimación del peso estructural. En este sentido y, de acuerdo con la

normativa DNV-GL en la norma [20] Capítulo 2 Sección 3 Tabla 5. Si se define el casco de la

plataforma como categoría primaria, ya que un fallo de estos supondría consecuencias

sustanciales (Tabla 1 de la misma norma), considerando que la temperatura de operación de la

plataforma es de unos 0º centígrados, al estar situada en el Mar del Norte, y con soldadura de

tipo A, la limitación de espesor máximo sería de 20 mm. Se establece entonces este máximo

como espesor inicial de las planchas de acero que conforman la estructura del casco de la

plataforma, es decir,

𝑡 = 20 𝑚𝑚

𝑡, espesor inicial asignado a las planchas que conforman la estructura (mm).

Sin embargo, el cálculo de espesores o escantillonado de las planchas de acero deberá ser

realizado de forma específica para cada una de ellas. Esto será realizado en el” Capítulo 5.

Diseño estructural”. Por otro lado, debe tenerse en cuenta el peso de los refuerzos

longitudinales y transversales asociados a las planchas que conforman el casco. Debido a que a

estas alturas del proyecto se desconoce cuáles son dichos refuerzos, que también serán

definidos en el Capítulo 5, se añade un factor que multiplica al peso estructural de las

componentes de las columnas y pontones, ya que serán estas zonas las que estarán sometidas

a mayores esfuerzos y por ende, propicias a necesitar mayor número de refuerzos

estructurales. Siendo,

𝑓 = 2

𝑓, factor que tiene en cuenta el peso de los distintos refuerzos con los que puedan contar las

columnas y pontones. Este factor ha sido tenido en cuenta, y asignado dicho valor concreto,

siguiendo las recomendaciones proporcionadas por el profesor Jørgen Amdahl de la

Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, NTNU.

Por otro lado, con el fin de realizar una estimación del peso estructural de la plataforma, debe

ser estimada la densidad del acero utilizado. Esta será la densidad del acero extradulce [21],

utilizado de forma tradicional en la industria naval,

𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 = 7850 (𝐾𝑔

𝑚3)

No obstante, y al igual que sucede con el resto de las características estructurales de la

plataforma, el material utilizado deberá ser definido de forma específica para cada una de las

planchas en etapas posteriores del diseño.

Por último, el peso estructural de la plataforma dependerá en suma medida de la

configuración de esta, es decir, del número de pontones y columnas estabilizadoras con las

que cuenta., siendo;

𝑛º𝑐, número de columnas.

𝑛º𝑝, número de pontones.

http://www.ntnu.edu/employees/jorgen.amdahl


Con todo ello, las siguientes expresiones son utilizadas para realizar la estimación del peso

estructural de las distintas partes que componen el casco de la plataforma semi-sumergible.

𝐶𝑢𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑎 1 = ((𝐿 ∗ 𝐵 ∗ 2) + (𝐿 ∗ ℎ ∗ 2) + (𝐵 ∗ ℎ ∗ 2)) ∗ 𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 ∗ 𝑡 ∗1

1000 (𝑇𝑛) (3.3)

𝐶𝑢𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑎 2 = ((𝐿 ∗ 𝐵) + (𝐿 ∗ ℎ ∗ 2) + (𝐵 ∗ ℎ ∗ 2)) ∗ 𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 ∗ 𝑡 ∗1

1000 (𝑇𝑛) (3.4)

𝐶𝑜𝑙𝑢𝑚𝑛𝑎𝑠 = 4 ∗ 𝑏 ∗ 𝑡 ∗ 𝐻𝑐 ∗ 𝑛º𝑐 ∗ 𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 ∗1

1000∗ 𝑓 (𝑇𝑛) (3.5)

𝑃𝑜𝑛𝑡𝑜𝑛𝑒𝑠 = ( (0.8 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 𝐻𝑝 ∗ 2) + (0.8 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 2) + ((2

3) ∗ 0.1 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 4) +

(𝐵𝑝 ∗ 𝐻𝑝 ∗ 2)) ∗ 𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 ∗ 𝑡 ∗ 𝑛º𝑝 ∗1

1000∗ 𝑓 (𝑇𝑛) (3.6)

• Agua de lastre y otros líquidos

El peso correspondiente al agua de lastre y otros líquidos deberá ser tenido en cuenta en esta

fase del diseño, con el fin de evitar errores en la simulación, tal y como se describe en el

Apéndice “Iteraciones. Iteración 10”. Por este motivo, se realiza una estimación de dicho peso,

de acuerdo con la distinción de pesos, definida en apartados anteriores, así;

𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑦 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑠 = 40% ∆1= 0.4 ∗ 25.000 = 10.000 (𝑇𝑛).

Además, es supuesto que el agua de lastre irá almacenada en la parte inferior de las columnas,

repartida de forma equitativa, aunque dicha disposición podría variar en fases posteriores del

diseño. Una vez han sido definidos los principales pesos que componen la plataforma, debe ser

estimada una posición inicial de estos pesos, en particular la de la distancia vertical de los

equipos, tanto fijos como los pertenecientes a las cargas variables, con respecto a la línea base

de referencia, fijada en el forro inferior de los pontones, similar a la línea de quilla de un

buque. En este sentido, son definidas las distintas cubiertas con las que contará la plataforma

con el fin de alojar a los sistemas y equipos necesarios para llevar a cabo las labores de

perforación y operación y así, cumplir con sus requisitos funcionales y de seguridad.

De acuerdo con otras plataformas disponibles en el mercado, y de acuerdo con las tendencias

actuales de diseño de cubiertas, mencionadas al inicio de este capítulo, el tipo de cubierta

utilizada será la de tipo cajón. Este tipo de estructura de cubierta proporciona una continuidad

estructural con el resto de la plataforma, además de proporcionar protección medioambiental

a los equipos que aloja, y una flotabilidad extra en caso de avería.

La plataforma dispondrá de tres cubiertas, a saber, cubierta inferior, cubierta intermedia y

cubierta superior. Los equipos, tanto fijos como variables, de la plataforma, definidos al inicio

de este apartado, irán alojados en las distintas cubiertas en el siguiente modo:

- Cubierta inferior:

o Motores diese principales.

o Dos bombas de barro.

o Material en sacos.


o Equipos de fondeo.

- Cubierta intermedia:

o Desviador.

o Equipo de prevención de escapes BOP.

o Mangueras de producción (Manifold).

o Riser marino.

o Equipos de tensionado del riser.

- Cubierta superior:

o Torre de perforación.

o Compensador.

o Mesa rotatoria.

o Top drive.

o Equipo de manejo de tuberías.

o Habilitación.

o Helipuerto.

o Helicóptero.

o Grúas.

De este modo, un aspecto preliminar de la distribución de las cubiertas con las que contará la

plataforma queda representado, de forma esquemática, en las siguientes figuras.

Figura 32. Representación esquemática de la cubierta inferior y alojamiento de sus equipos.


Figura 33. Representación esquemática de la cubierta intermedia y alojamiento de sus equipos.


Figura 34. Representación esquemática de la cubierta superior y alojamiento de sus equipos.

Simulación y optimización de dimensiones En este apartado, se llevará a cabo un programa de simulación en “Matlab” con el fin de

estimar el resto de las dimensiones de la plataforma, definidas en el apartado anterior. De las

posibles dimensiones, o combinación de ellas, será seleccionada aquella combinación que sea

considerada óptima en función de la mayor altura metacéntrica para el menor peso

estructural, dentro de unos límites marcados. Además, la combinación de dimensiones

seleccionada deberá cumplir ciertos requisitos, definidos más adelante en este mismo

apartado. El código de programación utilizado puede observarse en el Apéndice I.

En primer lugar, es esencial definir el número de columnas y pontones de los que dispondrá la

plataforma. En cuanto a los últimos, de acuerdo a otras plataformas operativas en el mercado

para labores similares, el número de pontones queda establecido en dos. En referencia al

número de columnas, tal y como se observa en la figura (Distribución número de columnas), la

tendencia actual de diseño de plataformas semi-sumergibles está centrada en tres tipos de

configuraciones, bien con cuatro, seis u ocho columnas estabilizadoras, siendo las plataformas

con cuatro columnas estabilizadoras la más representativa.


Por este motivo, al menos dos de estos tres tipos de configuraciones deben ser probados y

comparados entre ellos, es este caso, se determinará si la plataforma objetivo deberá contar

bien con cuatro o seis columnas estabilizadoras. Siendo entonces;

𝑛º𝑐, número de columnas=4, 6.

𝑛º𝑝, número de pontones= 2.

Además, debe ser seleccionada una forma geométrica de los pontones. De acuerdo con otras

plataformas disponibles en el mercado y la posible mejora de las características

hidrodinámicas, de define cada pontón como un paralelepípedo alargado con forma curvada

en los extremos. Esta forma se puede observar en el apartado anterior, Figura (Dimensiones

de la plataforma vista en planta).

En la simulación, las dimensiones de la cubierta de la plataforma son fijadas, de acuerdo a los

resultados obtenidos anteriormente en este capítulo, esto es:

𝐿 = 94 𝑚 ; 𝐵 = 73 𝑚 ; ℎ = 3 𝑚

Por otro lado, con el fin el reducir el número de variables independientes, y el consiguiente

coste computacional, se establecen las siguientes relaciones, con el fin además de establecer

una proporción geométrica lógica entre las distintas dimensiones de los pontones:

ℎ𝑝 = 0.1 𝐿𝑝 𝐵𝑝 = 0.2 𝐿𝑝

Como se ha mencionado, uno de los parámetros más importantes a tener en cuenta para

realizar la optimización de las dimensiones será la estabilidad inicial de la plataforma la cual

queda definida por el parámetro de la altura metacéntrica (𝐺𝑀). Esta irá referenciada a un

punto o línea base. Se define como punto de referencia el punto central de la plataforma en el

centro del punto intermedio entre los dos costados inferiores de los pontones, siendo positivo

en sentido longitudinal hacia proa, en sentido transversal hacia babor y positivo desde el fondo

hacia arriba en sentido vertical.

La altura metacéntrica para cada combinación de dimensiones será obtenida mediante la

siguiente expresión:

𝐺𝑀 = 𝑍𝑏 +𝐼𝑤∇− 𝐾𝐺 (𝑚) (3.7)

Siendo,

GM, altura metacéntrica (m).

𝑍𝑏, altura del centro de carena del buque (m). Definido como,

𝑍𝑏 =∑∇𝑖 ∗ 𝑧𝑏𝑖∑∇𝑖

(𝑚) (3.8)

∇𝑖, es el volumen desplazado del componente de la plataforma 𝑖 (𝑚3).

𝑧𝑏𝑖, altura del centro de carena del componente 𝑖 (𝑚).


𝐼𝑤, Inercia de la flotación respecto al eje longitudinal (𝑚3). Definido como:

𝐼𝑤 = 𝐴𝑤 ∗ 𝑦2 (𝑚3) (3.9)

Donde,

𝐴𝑤 , área de la flotación para el calado en consideración. (𝑚2)

𝑦, distancia transversal del centro de flotación al eje neutro longitudinal de la plataforma (m).

La distancia transversal del centro de flotación al eje neutro longitudinal de la plataforma será

equivalente a la distancia transversal del centro de las columnas al eje neutro longitudinal, lo

cual además, será igual a un cuarto de la manga total de la plataforma, es decir,

𝑦 = 𝐷 =𝐵

4 (𝑚) (3.10)

∇, Volumen total desplazado por la plataforma (𝑚3).

𝐾𝐺, altura del centro de gravedad de la plataforma (𝑚).

Con el fin de realizar una aproximación de la altura del centro de gravedad deberá ser

estimada el valor de los distintos pesos, así como su distancia vertical relativa al punto de

referencia, ya definido. Los pesos serán los definidos en el apartado anterior como pesos fijos

(Tabla 9), equipos pertenecientes a las cargas variables (Tabla 10), los líquidos y consumibles

(Tabla 11) y el peso estructural, estimado según las ecuaciones de la (3.3) a la (3.6). Con

respecto a la posición vertical de cada uno de estos pesos, por un lado, tantos los equipos fijos

como los equipos pertenecientes a las cargas variables tendrán su posición según la altura de

la cubierta en la que estén alojados, de acuerdo con las Figuras (32) (33) y (34). Por otro lado,

los líquidos y consumibles serán alojados en los pontones y partes inferiores de las columnas,

mientras que el centro de gravedad del peso estructural de cada componente será definido

como a media altura de este. El conjunto de pesos junto con su posición vertical con respecto

al punto de referencia resultará en la altura del centro de gravedad o 𝐾𝐺 de la plataforma,

estimado mediante la siguiente expresión:

𝐾𝐺 =∑𝑃𝑖 ∗ 𝑧𝑖∑𝑃 𝑖

(3.11)

Donde,

𝑃𝑖, es el peso correspondiente al componente 𝑖 (𝑇𝑛).

𝑧𝑖 , es la altura vertical del componente 𝑖 con respecto al punto de referencia (𝑚).

No obstante, antes de poder estimar la altura metacéntrica, deberá ser estimada la situación

de equilibrio de la plataforma, es decir, obtener el calado para el cual el empuje creado por el

desplazamiento de la plataforma iguala al peso total de esta. Para ello, es preciso definir una

serie de parámetros:

𝑇𝑐. Calado de las columnas, descrito anteriormente. Definido como sigue, a partir de la

ecuación de equilibrio;


𝑇𝑐 =(∆ − ∇𝑝 ∗ 𝜌𝑤)

𝜌𝑤 ∗ 𝑏2 ∗ 𝑛º𝑐

(𝑚) (3.12)

Siendo,

∆, el desplazamiento total de la plataforma (Tn).

𝜌𝑤, densidad del agua salada, 1025(Kg/m^3).

∇𝑝, volumen desplazado por los pontones, calculado como sigue,

∇𝑝= ( 0.8 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 𝐻𝑝 ∗ 𝐵𝑝 + (2

3) ∗ 0.1 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 𝐻𝑝 ∗ 2) ∗ 𝑛º𝑝 (𝑚

3) (3.13)

Donde todos los parámetros han sido definidos anteriormente. Este volumen corresponderá al

máximo volumen de los pontones, ya que se considera que éstos estarán completamente

sumergidos.

𝑇, calado total, medido verticalmente desde el forro inferior de los pontones hasta el nivel de

la flotación (m). Definido como,

𝑇 = 𝐻𝑝 + 𝑇𝑐 (𝑚) (3.14)

Air-gap, distancia medida verticalmente desde el forro inferior de la cubierta de intemperie

hasta el nivel de la flotación (m). Definido como,

𝐴𝑖𝑟𝑔𝑎𝑝 = 𝐻 − (2 ∗ ℎ + 𝑇𝑐 + 𝐻𝑝) (𝑚) (3.15)

Donde todos los valores han sido definidos anteriormente.

De este modo, quedan definidas el conjunto de variables que serán utilizadas para obtener la

combinación óptima de dimensiones para la plataforma. De estas variables, permanecen como

variables independientes las siguientes:

𝑛º𝑐 , cómo se ha descrito, estas serán de cuatro o seis columnas.

𝐻𝑐, altura de las columnas (𝑚). Para cada valor del número de columnas, serán probados

distintos valores de altura de columnas. Como se aprecia en la Figura (28) en el mercado actual

la altura de columnas utilizadas varía desde 10 metros hasta 35 metros para plataformas de

mayor desplazamiento. De este modo, serán obtenidas combinaciones para las siguientes

alturas de columnas;

𝐻𝑐 = 10; 12.5; 15; 17.5; 20; 22.5; 25; 27.5 𝑦 30 (𝑚)

𝐿𝑝, longitud de los pontones(𝑚). Para cada valor de altura de las columnas, serán probados

distintos valores de longitud de pontones. Como se aprecia en la Figura (29), las plataformas

semi-sumergibles de las que se disponen datos utilizan longitudes de pontones entre 80 y 95

metros. De este modo, será obtenido un número discreto de combinaciones para longitudes

de pontones entre 50 y 130 metros.


𝑏, lado de la base de las columnas (𝑚). Para cada valor de longitud de pontones, serán

probados distintos valores de lado de base de las columnas. De estos serán probados un

número discreto de valores, desde 2 metros, hasta el valor de manga de los pontones.

Una vez establecido el proceso de cálculo y desarrollo del programa de simulación, falta

establecer una serie de requisitos que determinarán si la combinación en cuestión es admitida

como aceptable de continuar en el proceso de selección de dimensiones. Estos requisitos son

los siguientes.

Air-gap. Se establece que la distancia mínima entre la línea de flotación y el forro inferior de la

cubierta inferior deba ser de, al menos, 17 metros. Este requisito hace referencia a la Sociedad

de Clasificación DNV-GL en [22] sección 4.1.1 en el cual se establece que un Air-Gap positivo

debe garantizarse en general para olas con una probabilidad de superación anual de 10−2. De

acuerdo con [23], sección cuatro, para un estado de mar razonable en el Mar del Norte, se

puede tomar como 17 metros la altura de cresta máxima con una probabilidad de superación

anual de 10−2. Por este motivo, se define que el valor mínimo de Air-Gap sea de 17 metros.

Altura metacéntrica (𝐺𝑀) mínima. De acuerdo con la Sociedad de Clasificación DNV-GL en [18]

sección 4.3.3. la plataforma semi-sumergible debe contar con un mínimo de 0.3 metros de

altura metacéntrica. Por este motivo, se define como valor mínimo de altura metacéntrica

como 0.3 metros.

Peso estructural. De acuerdo con la estimación de pesos realizada al inicio del presente

capítulo, el peso estructural de la plataforma debe suponer alrededor de un 30% del

desplazamiento total de esta. Es decir,

𝑃 𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = 30% ∆≈ 7500 𝑇𝑛

Se define un margen dentro del cual el peso de la plataforma será considerado como

aceptable. Este margen será del 20%, es decir, se considerarán aceptables aquellas

combinaciones de dimensiones cuyo peso estructural se encuentre dentro del siguiente

intervalo:

6000 𝑇𝑛 < 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 < 9000 𝑇𝑛

Altura mínima de calado. Este requisito es introducido, a criterio propio, con el fin de asegurar

que la estabilidad de la plataforma se mantenga constante en durante su operación. Es decir,

que pequeños cambios en la altura de línea de flotación no causen grandes variaciones en la

estabilidad de la plataforma. Esto podría darse, por ejemplo, si en plena operación de la

plataforma el nivel de flotación descendiese por debajo de la altura de los pontones, dándose

el caso de sobre-estabilidad, debido al aumento de área de flotación, haciendo que la

plataforma sea muy sensible a las olas incidentes, lo que podría derivar en una amplificación

de los movimientos de la plataforma durante las labores de operación. Por este motivo se

establece que la altura de calado mínimo deberá ser un metro superior a la altura de los

pontones.


Como puede ser deducido de lo descrito hasta ahora en este apartado, la simulación será

llevada a cabo en la condición de operación, es decir, con todos los equipos en la plataforma y

con los líquidos y consumibles al máximo de su capacidad.

Con el fin de alcanzar la solución óptima, para cada altura de columnas simulada, será

seleccionada aquella combinación que proporcione la mayor altura metacéntrica, cumpliendo

con los requisitos definidos. En la siguiente tabla se pueden observar los resultados obtenidos

de la simulación.

Hc (m)

GM (4C) (m)

GM(6C) (m)

Pest (4C) (Tn)

Pest (6C) (Tn)

10 0 0 0 0

12,5 0 0 0 0

15 0 0 0 0

17,5 0 0 0 0

20 6 4 7897 8191

22,5 5 3 8145 8477

25 4 2 8360 8766

27,5 3 1 8611 8975

30 2 0 8864 0

Tabla 12. Resultados válidos simulación de dimensiones.

Aquellos resultados nulos en la tabla anterior indican que no ha sido encontrada combinación

alguna que cumpliera con los requisitos establecidos. La abundancia de estos resultados nulos

puede explicarse mediante dos factores. El primero, que explica la obtención de resultados

negativos hasta la altura de columnas de 20 metros, sería el causado por el requisito de Air-

gap de 17 metros, un espacio considerable que incrementa la necesidad de la altura de

columnas. El segundo factor, es el aumento del peso estructural conforme aumenta la altura

de las columnas. Esto hace que, para una configuración de 6 columnas, no exista una

combinación, para una altura de columnas de 30 metros, que cumpla con los requisitos

establecidos. Los resultados obtenidos pueden ser observados además en las siguientes

figuras.


Figura 35.Resultados simulación. GM-Hc.

Conforme se puede observar en la figura y tabla anteriores, se obtienen menos combinaciones

válidas para la configuración en 6 columnas, obteniendo éstas una altura metacéntrica

considerablemente menor en comparación con su correspondiente en cuatro columnas. En

cuanto a la configuración en cuatro columnas, se puede observar que la altura metacéntrica

obtenida desciende de forma lineal muy acentuada conforme aumenta la altura de las

columnas. Esto podría deberse a la mayor altura a la que estaría situados los equipos y así,

incrementando la altura del centro de gravedad o 𝐾𝐺.

7800

8000

8200

8400

8600

8800

9000

9200

19 21 23 25 27 29 31

Pes

o e

stru

ctu

ral (

Tn)

Altura de las columnas, Hc (m)

4 Columnas 6 Columnas


Figura 36. Resultados simulación. Peso estructural- Hc

Como se observa en la figura anterior, el peso estructural aumenta lineal, pero muy

acentuadamente, conforme la altura de las columnas aumenta. Esto se debe sin duda a la

mayor necesidad de planchas de acero conforme aumenta la altura de las columnas. A partir

de los resultados obtenidos en la simulación, se podría concluir que la solución óptima sería la

plataforma en configuración de cuatro columnas con una altura de 20 metros de columnas, la

cual proporciona la mayor altura metacéntrica para el menor peso estructural. Sin embargo, se

selecciona la combinación de la plataforma con cuatro columnas, con una altura de estas de

22.5 metros. Esto es así, debido a que esta configuración también proporciona, a priori, una

altura metacéntrica más que suficiente, con su peso estructural dentro del rango admitido. Por

último, y el principal motivo de selección de esta combinación, será que, al tener una mayor

altura de columnas, proporciona más margen de maniobra a la plataforma, en caso de que

deba aumentarse su calado, con el fin de seguir cumpliendo el requisito de Airgap. Además, se

obtiene el equilibrio con un calado mayor, lo que asegura mejor una cierta estabilidad, de

acuerdo con el último requisito establecido en la simulación.

De este modo, las dimensiones y características de la plataforma seleccionada son las

siguientes:

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

19 21 23 25 27 29 31

Alt

ura

met

acén

tric

a, G

M (

m)

Altura de las columnas, Hc (m)

4 Columnas 6 Columnas


nº columnas 4

L (m) 94

B(m) 73

h (m) 3

GM (m) 5

Lp (m) 86

b (m) 17

T (m) 10

KG (m) 16

KB (m) 5

Pest (Tn) 8145

Δ (Tn) 25559

Hc (m) 22,5

Hp (m) 8,6

Bp (m) 17,2

D (m) 18,25

H (m) 37,1 Tabla 13. Dimensiones y características de la plataforma seleccionada.

Como se puede observar en la tabla anterior, el desplazamiento final obtenido de la simulación

∆2 es;

∆2= 25.559 (𝑇𝑛) ≈ ∆1= 25.000 (𝑇𝑛)

Por ello, se puede afirmar que la plataforma obtenida de la simulación tiene un

desplazamiento similar al supuesto inicialmente, y que, por ello, la plataforma se encuentra

dentro del rango de desplazamiento deseado.

Por medio de un modelado en 3 dimensiones con la ayuda del programa Rhinoceros, se

obtiene una primera impresión de la plataforma objetivo.

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


En la siguiente figura, puede observarse un diagrama del proceso seguido en este capítulo de

selección de dimensiones de la plataforma objetivo.

Figura 38. Diagrama esquemático del proceso de dimensionamiento.

Datos iniciales

VL, profundidad

Desplazamiento inicial ∆1

Dimensiones cubierta principal L,B= f( ∆1,prof, VL)

Base de datos

Estimación de pesos: - Equipos fijos. - Cargas Variables (VL). - Peso estructural

Optimización {nº columnas,Hc,Lp,b}

4 columnas

¿Cumple?

6 columnas

¿Cumple?

Selección {Peso est mínimo, GM máximo} ∆2

Bibliografía

Base de datos

VL=20% ∆

Plataformas similares

¿ ∆2≈ ∆1?

¿ 𝑉𝐿≈ 𝑉𝐿𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙?

Requisitos: - Airgap - GM mínimo - Peso estructural - Calado mínimo


Capítulo 4. Estabilidad y

compartimentado

En el presente capítulo será estudiada tanto la estabilidad intacta como en averías de la

plataforma, y su cumplimento con los requisitos de seguridad establecidos por la Sociedad de

Clasificación DNV-GL. Será estudiada la estabilidad intacta de la plataforma para las tres

condiciones de carga más significativas a las que la plataforma, se supone, estará sometida

durante su vida operativa, estas son; en operación o plena carga, en lastre y en transición.

Estas condiciones de carga serán descritas más adelante. Por otro lado, será estudiada la

estabilidad en averías de la plataforma cuando esta se encuentra a plena carga, verificando

que se cumplen con los requisitos de seguridad dado este caso. Para todo ello, será preciso en

primer lugar realizar el compartimentado y definición de los tanques, que deben tener la

suficiente capacidad volumétrica para albergar los líquidos y consumibles, definidos en el

capítulo anterior, así como el lastre necesario para mantener la plataforma estable en todo

momento.

Definición de tanques En este apartado serán definidos los tanques de almacenamiento con los que deberá contar la

plataforma con el fin de albergar los líquidos y consumibles, descritos en el capítulo anterior,

de modo que la plataforma pueda cumplir sus requisitos funcionales de perforación y

producción de gas y petróleo durante un tiempo estimado. Además, serán definidos los

tanques de lastre con los que la plataforma podrá contar con el fin de mantener la estabilidad,

así como equilibrio longitudinal y transversal, en las distintas condiciones de carga estudiadas.

La definición de tanques es producto de una labor iterativa, llevada a cabo para obtener la

solución óptima de estos tanques en función de los requisitos descritos, es decir, ausencia de

ángulos tanto de escora y trimado, así como de calado suficiente, en las distintas situaciones

de carga. Esto será verificado en apartados posteriores de este mismo capítulo.

Las necesidades de almacenamiento de líquidos y consumibles de la plataforma, son las

descritas en la Tabla (11) teniendo en cuenta que, como se aprecia en la Figura (32) los

materiales en sacos serán almacenados en la cubierta inferior, por lo que no precisan de un

tanque para su almacenamiento. Atendiendo a las necesidades descritas tanto de

almacenamiento de líquidos y consumibles, así como de agua de lastre, se definen los

siguientes tanques. Además, son definidos unos tanques de lastre extra, de forma que puedan

ser utilizados en caso de resultar necesarios.

Con referencia a la Tabla (11) las necesidades de almacenamiento, así como de capacidad de

lastre, son las siguientes:


Volumen

(m3) densidad (kg/m3)

densidad (Tn/m3)

Peso (Tn)

Líquido de perforación 500 1840 1,84 920

Aceite base 200 880 0,88 176

Salmuera 200 1198,6 1,1986 239,72

Agua de perforación 600 1025 1,025 615

Agua potable 300 1000 1 300

Cemento 200 2400 2,4 480

Lodo a granel 200 1840 1,84 368

Material en sacos 80 150 0,15 12

Diésel 600 975 0,975 585

Agua lastre 9756 1025 1,025 10000

Tabla 14. Lista de necesidades de almacenamiento de consumibles, líquidos y agua de lastre.

Dando como resultado los siguientes valores totales:

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑏𝑙𝑒𝑠 = 3541, 72 𝑇𝑛

𝑉𝐿 = 4759, 65 𝑇𝑛

De este modo, se definen los siguientes tanques, de modo que se ajusten lo máximo posible a

las necesidades de almacenamiento descritas en la tabla anterior:

Tanques Capacidad

(m3) Llenado

(m3) Peso (Tn)

Llenado (%)

Tanque 1 (1/2Líquido perf)

381,63 350 644,00 91,71

Tanque 2 (1/2 Líquido perf)

381,63 350 644,00 91,71

Tanque 3 (1/2 Diésel)

318,03 300 292,50 94,33

Tanque 4 (1/2 Diésel)

318,03 300 292,50 94,33

Tanque 5 (Salmuera)

238,52 200 239,72 83,85

Tanque 6 (Cemento)

238,52 200 368,00 83,85

Tanque 7 (Aceite base)

238,52 200 176,00 83,85

Tanque 8 (Agua potable)

318,03 300 300,00 94,33

Tanque 9 (1/2 Agua perf)

316,12 300 292,50 94,90

Tanque 10 (1/2 Agua perf)

316,12 300 292,50 94,90

TL 1 754,11 0 0 0


TL 2 754,11 0 0 0

TL 3 1264,48 0 0 0

TL 4 1264,48 0 0 0

TL 5 1264,48 0 0 0

TL 6 1264,48 0 0 0

TL 7 796,56 0 0 0

TL8 796,56 0 0 0

TL9 796,56 0 0 0

TL 10 796,56 0 0 0

TL extra-11 848,07 0 0 0

TL extra-12 848,07 0 0 0

TL extra-13 848,07 0 0 0

TL extra-14 848,07 0 0 0

Tabla 15. Lista de tanques definidos.

Con lo que se obtienen los siguientes valores de capacidad de almacenamiento total,

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑏𝑙𝑒𝑠 = 3541, 72 𝑇𝑛

𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 = 9752,36 𝑚3

𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑙𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎 = 3392,29 𝑚3

Lo cual se ajusta a las necesidades de almacenamiento descritas. Como se puede observar, se

ha definido una capacidad extra de almacenamiento de lastre, en caso de que pueda ser

requerido para mantener la plataforma estabilizada en las distintas condiciones de carga. Las

expresiones utilizadas para estimar la capacidad de almacenamiento de los distintos tanques

son las siguientes:

𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 1 = 0.2 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 0.6 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 0.25 ∗ 𝐻𝑝 (𝑚3)

𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 2 = 𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 1 (𝑚3)

𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 3 = 0.2 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 0.5 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 0.25 ∗ 𝐻𝑝 (𝑚3)

𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 4 = 𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 8 = 𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 3 (𝑚3)

𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 5 = 0.15 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 0.5 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 0.25 ∗ 𝐻𝑝 (𝑚3)

𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 6 = 𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 7 = 𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 5 (𝑚3)

𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 9 = 0.1988 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 0.5 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 0.25 ∗ 𝐻𝑝 (𝑚3)

𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 10 = 𝑇𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 9 (𝑚3)

𝑇𝐿 1 = 0.1976 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 0.6 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 0.5 ∗ 𝐻𝑝 (𝑚3)

𝑇𝐿 2 = 𝑇𝐿 1 (𝑚3)

(4.1)

(4.2)

(4.3)

(4.4)

(4.5)

(4.6)

(4.7)

( 4.8)

(4.9)

(4.10)


𝑇𝐿 3 = 0.1988 ∗ 𝐿𝑝 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 0.5 ∗ 𝐻𝑝 (𝑚3)

𝑇𝐿 4 = 𝑇𝐿 5 = 𝑇𝐿 6 = 𝑇𝐿 3 (𝑚3)

𝑇𝐿 7 = 0.7 ∗ 𝑏 ∗ 0.7 ∗ 𝑏 ∗ 0.25 ∗ 𝐻𝑐 (𝑚3)

𝑇𝐿 8 = 𝑇𝐿 9 = 𝑇𝐿10 (𝑚3)

𝑇𝐿𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎 11 = 0.1 ∗ 𝐿𝑝 ∗ (2

3) ∗ 𝐵𝑝 ∗ 𝐻𝑝 (𝑚3)

𝑇𝐿𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎12 = 𝑇𝐿𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎13 = 𝑇𝐿𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎14 = 𝑇𝐿𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎11

(4.11)

(4.12)

(4.13)

(4.14) (4.15)

(4.16)

La situación de los distintos tanques se puede observar en la siguiente figura, de una forma

aproximada:

Figura 39. Definición de tanques. Vista lateral.

La disposición exacta de los distintos tanques se puede observar en detalle en el “Apéndice VI.

Planos”.

Estabilidad Intacta Una vez definidos los equipos que deben ir instalados en la plataforma, tanto de forma

permanente como variable, así como los tanques que deben alojar las cantidades de

consumibles y agua de lastre necesario, se comprueba la estabilidad intacta de la plataforma,

de forma que cumpla con los requisitos de seguridad necesarios. Los requisitos de estabilidad y

seguridad con los que debe cumplir la plataforma serán los estipulados por la Sociedad de

Clasificación DNV-GL., en particular, los que quedan reflejados en la normativa DNVGL-OS-

C301 [18].

De acuerdo con esta normativa, los requisitos de estabilidad intacta para una plataforma semi-

sumergibles con columnas estabilizadoras, son los siguientes:


4.3.1. El área por debajo de la curva de momentos adrizantes, desde el ángulo de equilibrio

hasta el ángulo de inundación, no debe de ser menor de un 30% superior al área comprendida

entre la curva de momentos escorantes, comprendida entre los mismos ángulos.

4.3.2. La curva de momentos adrizantes debe de ser positiva para todo el rango de ángulos,

desde el ángulo de equilibrio hasta el ángulo de inundación.

4.3.3. Durante condiciones temporales de la plataforma, su altura metacéntrica no debe de ser

menor de 0.3 metros.

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

Donde, en la figura anterior cada elemento indica:

- Ángulo de inclinación (ángulo de inclinación).

- Momento escorante (Heeling momento). Representa el momento escorante ejercido

por la fuerza del viento.

- Momento adrizante (Righting momento). Repuesta contra el momento o ángulo de

escora, ejercida por la flotabilidad de la plataforma.

- Ángulo de inundación (Downflooding angle). Ángulo en el que la línea de flotación

alcanza la cubierta no estanca, y comienza la inundación de la plataforma.

- Segundo ángulo de equilibrio (Second intercept). Segundo ángulo de equilibrio entre el

momento escorante y el momento adrizante. A partir de este ángulo se considera que

la plataforma pierde su estabilidad por completo.

La curva de momentos adrizantes o curva de GZ, será obtenida mediante simulaciones en el

programa “Maxsurf Stability”, tal y como será descrito más adelante. Por otro lado, el

momento de escora ejercido por el viento, se define de acuerdo también a la misma normativa

[18]. Según dicha normativa, el momento escorante ejercido por el viento será el siguiente:

Según el apartado 2.1.1 de esta normativa, el momento escorante debido al viento será

obtenido mediante la siguiente expresión:

𝐹 = 0.5 ∗ 𝐶𝑠 ∗ 𝐶ℎ ∗ 𝑃 ∗ 𝑉2 ∗ 𝐴 (4.17)


Donde,

𝐹, es la fuerza ejercida por el viento (N).

𝐶𝑆,coeficiente de forma en función de la forma del miembro estructural expuesto al viento,

obtenido según la Tabla 1 de la misma normativa.

𝐶ℎ, coeficiente de altura dependiendo de la altura a la que se encuentre el miembro

estructural expuesto al viento, según la Tabla 2 de la misma normativa.

𝑃, densidad del aire (1.222𝐾𝑔

𝑚3 ) .

𝑉, velocidad del viento (𝑚

𝑠). De acuerdo con el apartado 2.1.2 de la misma normativa, la

velocidad del viento en condiciones normales de operación para un estado de mar en

condiciones normales offshore no debe considerarse menor de 36 m/s y para condiciones

severas de mar, debe tomarse como 51.5 m/s. Con el fin de asegurar la estabilidad de la

plataforma en condiciones de mar severas, se toma como velocidad de viento 51.5 m/s.

𝐴, área proyectada de las superficies expuestas al viento. (m2)

De este modo, se comprueba que se cumplen los requisitos de estabilidad intacta establecidos,

para cada una de las condiciones de carga en las que se prevé que la plataforma vaya a estar

sometida durante su ciclo de vida, estas son; plena carga, operación, lastre y transición. A

continuación, se define y estudia cada una de estas condiciones.

Plena Carga

Esta condición de carga representa el momento en el que todos los equipos de la plataforma

se encuentran a bordo, tanto los fijos como variables (equipo subacuático, sistemas de fondeo,

etc) y, además, los tanques de carga de consumibles líquidos y lastre necesario se encuentran

a su máxima capacidad. Esta condición de carga ha sido la realizada en la simulación de

optimización de dimensiones en el capítulo anterior, por lo que los resultados de estabilidad

inicial obtenidos en ese momento deberán de ser similares a los que ahora se obtengan. De

acuerdo con los cálculos realizados en una hoja de cálculo, los cuales se pueden observar en el

"Apéndice III. Cálculos de estabilidad” los resultados de estabilidad inicial para esta situación

de carga son los siguientes:

Resultados

KG (m) 14,95

KB (m) 4,68

AirGap (m) 20,86

Tc (m) 1,64

T (m) 10,24

GM 4,74

Δ (Tn) 26280,44

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


Con el fin de verificar el cumplimiento de los requisitos de estabilidad intacta en esta situación

de carga, marcados por la Sociedad de Clasificación DNV-GL, especificados en la normativa

[18], y descritos en el apartado anterior, se realiza una simulación de la plataforma en esta

situación de carga en el programa de simulación “Maxsurf Stability”.

Una vez definidos los tanques en dicho programa, de acuerdo con sus dimensiones y posición

descritas en el apartado anterior, y definiendo el tanto por ciento de llenado de estos, de igual

modo que en el “Apéndice III. Cálculos de estabilidad” se obtienen los siguientes resultados en

la situación de “Equilibrium”.

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


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

Un resultado a destacar de la tabla anterior es el ángulo de escora (Heel deg), que en este caso

es nulo. Este resultado ha sido obtenido variando ligeramente el llenado algunos tanques extra

de lastre, de forma que se consiguiera el equilibrio transversal en la plataforma. Este ángulo se

requiere que sea nulo ya que, de otro modo, dificultaría las labores de la tripulación y los

equipos en la plataforma.

En comparación de las dos tablas anteriores, se puede observar resultados similares. Por

ejemplo, se obtienen valores muy parecidos de desplazamiento y calado de la plataforma. Por

otro lado, se puede observar un incremento en la altura metacéntrica obtenida en la

simulación llevada a cabo en Maxsurf, con respecto a la obtenida en Excel, siendo la obtenida

en Maxsurf, muy similar a la obtenida en primer lugar, en la simulación de optimización de

dimensiones, descrita en el capítulo anterior. Por ello, se puede afirmar con un cierto grado de

confianza, que los cálculos realizados son correctos. En cualquier caso, se cumple con creces el

requisito de estabilidad inicial especificado en el aparato (4.3.3) de [18].

Draft Amidships m 10.128

Displacement t 26140.000

Heel deg 0.000

Draft at FP m 9.882

Draft at AP m 10.374

Draft at LCF m 10.127

Trim (+ve by stern) m 0.492

WL Length m 68.801

Beam max extents on WL m 53.500

Wetted Area m^2 7551.191

Waterpl. Area m^2 1162.821

Prismatic coeff. (Cp) 0.837

Block coeff. (Cb) 0.534

Max Sect. area coeff. (Cm) 0.642

Waterpl. area coeff. (Cwp) 0.253

LCB from zero pt. (+ve fwd) m -0.155

LCF from zero pt. (+ve fwd) m 0.085

KB m 4.652

KG solid m 14.920

BMt m 16.284

BML m 31.653

GMt corrected m 5.320

GML m 20.688

KMt m 20.936

KML m 36.304

Immersion (TPc) tonne/cm 11.919

MTc tonne.m 62.882

RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m 2426.963

Max deck inclination deg 0.328

Trim angle (+ve by stern) deg 0.328


Con el fin de verificar el cumplimiento de los requisitos de estabilidad intacta, descritos en la

misma normativa, y definidos en el apartado anterior, se lleva a cabo en Maxsurf, un cálculo

de estabilidad para distintos ángulos de escora, del que será obtenida la curva de brazos

adrizantes en esta condición de carga. En la siguiente figura se puede observar la

representación de la curva de momentos adrizantes obtenida en este programa:

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

Como se puede observar en la figura anterior, el ángulo de inundación a estribor se alcanza

para los 34.4º, por lo que se considera que a partir de este ángulo la plataforma pierde su

capacidad de recuperación. Además, en esta figura se puede observar que se cumple el

requisito 4.3.2 de la normativa, es decir, la curva de momentos adrizantes es positiva para

todo ángulo de escora, desde el primer ángulo de equilibrio, hasta el ángulo de inundación.

Si los datos obtenidos se llevan a una hoja de cálculo, y son representados multiplicados por el

desplazamiento de la plataforma, que en este caso y según lo obtenido en el cálculo anteriores

∆= 26140 (𝑇𝑛) y se representa junto con la curva de momentos escorantes, calculada

mediante la ecuación (4.17) multiplicado por el mismo desplazamiento, se obtiene:


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

Como se puede observar en la figura anterior, el área comprendida bajo la curva de momentos

adrizantes supera ampliamente al área comprendida bajo la curva de momentos escorantes.

En cualquier caso, con el objetivo de verificar el cumplimiento del requisito 4.3.1 establecido

en la normativa [18], se realiza el cálculo de dichas áreas, entre los ángulos de 0 a 35º. Para

ello, se utilizará una combinación de las dos primeras reglas de Simpson de integración

numérica, siendo estas:

Á𝑟𝑒𝑎 = (ℎ

3) ∗ [ 1 ∗ 𝑦 (0º) + 4 ∗ 𝑦(5º) + 2 ∗ 𝑦(10º) + 4 ∗ 𝑦(15º) + 1 ∗ 𝑦 (20º)]

+ (3 ∗ℎ

8) ∗ [1 ∗ 𝑦(20º) + 3 ∗ 𝑦(25º) + 3 ∗ 𝑦(30º) + 1 ∗ 𝑦(35º)]

(4.18)

Siendo,

𝑦, el valor del momento adrizante o escorante para cada ángulo de escora, según corresponda

(Tn*m).

ℎ, intervalo entre ángulos (5º).

De este modo, los resultados obtenidos se pueden observar en la siguiente tabla:

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

-20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80

Mo

men

tos

adri

zan

te-e

sco

ran

te (

Tn*m

)

Ángulo de escora (º)

Ma Me


(º) Ma

(Tn*m) Me

(Tn*m) FS

Ma * FS (Tn*m)

Me * FS (Tn*m)

0 -104,56 5400,30 1 -104,56 5400,30

5 15579,44 5379,75 4 62317,76 21518,99

10 44830,10 5318,25 2 89660,20 10636,51

15 77191,42 5216,29 4 308765,68 20865,14

20 113212,34 5074,62 2 226424,68 10149,24

25 154513,54 4894,33 3 463540,62 14682,99

30 236959,10 4676,79 3 710877,30 14030,38

35 348341,64 4423,66 1 348341,64 4423,66 Tabla 18. Cálculo de áreas bajo las curvas de momento adrizante y escorante, plena carga.

De la tabla anterior, y aplicando la expresión (4.18) se obtienen los siguientes resultados:

𝐴𝑒𝑠𝑐𝑜𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒 = 195445.37

𝐴𝑎𝑑𝑟𝑖𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒 = 4424826.72

𝐴𝑎𝑑𝑟𝑖𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒𝐴𝑒𝑠𝑐𝑜𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒

= 22.639 ≫ 1.3 (𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑠𝑖𝑡𝑜 4.3.1)

En resumen, como se ha demostrado, se puede afirmar que, en esta condición de carga, se

cumplen los requisitos de estabilidad intacta impuestos por la Sociedad de Clasificación DNV-

GL.

Operación

Esta situación de carga representa el momento en el que la plataforma se encuentra realizado

operaciones, bien de perforación o de producción de gas y petróleo. En este momento, la

plataforma se encuentra con los equipos submarinos y de fondeo, considerados como equipos

variables, desplegados en el fondo oceánico, por lo que no son incluidos en los pesos alojados

en la plataforma. Además, la plataforma cuenta con la máxima capacidad requerida de

almacenamiento de líquidos y consumibles, así como la cantidad de agua de lastre necesaria

para mantener a la plataforma en una situación estable, apropiada para llevar a cabo dichas

labores de operación.

De acuerdo con los cálculos realizados en una hoja de cálculo, los cuales se pueden observar

en el mismo Apéndice, los resultados de estabilidad inicial para esta situación de carga son los

siguientes:


Resultados

KG (m) 13,36

KB (m) 4,90

AirGap (m) 20,02

Tc (m) 2,48

T (m) 11,08

GM 6,01

Δ (Tn) 27279,17

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

Al igual que en la condición de carga anterior, con el fin de verificar el cumplimiento de los

requisitos de estabilidad intacta en esta situación de carga, marcados por la Sociedad de

Clasificación DNV-GL, especificados en la normativa [18], y descritos en el apartado anterior, se

realiza una simulación de la plataforma en esta situación de carga en el programa de

simulación “Maxsurf Stability”.

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


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

Al igual que en el caso anterior, se puede observar que el ángulo de escora en la situación de

equilibrio en esta condición de carga es nulo. Esta condición resulta de vital importancia en

esta condición de carga, ya que es en esta en la que serán llevadas a cabo las labores de

perforación y producción.

En comparación de las dos tablas anteriores, se puede pueden observar resultados muy

similares. Por ejemplo, en los valores de desplazamiento, calado, centro de gravedad (KG), etc.

En cuanto a la altura metacéntrica (GM) se observa, al igual que en el caso anterior, que la

obtenida en la simulación en Maxsurf es mayor a la obtenida mediante cálculos en Excel. En

cualquier caso, ambos valores son mayores del mínimo estipulado por la normativa, por lo que

el requisito 4.3.3 de [18] se cumple en esta condición de carga.



Heel deg 0.000

Draft at FP m 11.122

Draft at AP m 11.162



WL Length m 68.800








LCB from zero pt. (+ve fwd) m 0.015


KB m 4.916

KG solid m 13.265

BMt m 15.564

BML m 30.252


GML m 21.291

KMt m 20.480

KML m 35.168


MTc tonne.m 67.709





A continuación, se realiza una simulación de la estabilidad de la plataforma en esta condición

de carga para diversos valores de ángulos de escora. En la siguiente figura se puede observar la

representación de la curva de momentos adrizantes obtenida en Maxsurf:

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





todo ángulo de escora, desde el primer ángulo de equilibrio, hasta el ángulo de inundación. Si

los datos obtenidos se llevan a una hoja de cálculo, y son representados multiplicados por el

desplazamiento de la plataforma, que en este caso y según lo obtenido en el cálculo anterior

∆= 27350 (𝑇𝑛) y se representa junto con la curva de momentos escorantes, calculada



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





ello se utiliza la expresión (4.18), siendo los resultados obtenidos los siguientes:

(º) Ma

(Tn*m) Me

(Tn*m) FS

Ma * FS (Tn*m)

Me * FS (Tn*m)

0 218,80 5525,13 1 218,80 5525,13

5 16437,35 5504,10 4 65749,40 22016,40

10 44252,30 5441,19 2 88504,60 10882,37

15 79643,20 5336,86 4 318572,80 21347,45

20 119081,90 5191,92 2 238163,80 10383,84

25 163881,20 5007,46 3 491643,60 15022,39

30 266443,70 4784,90 3 799331,10 14354,70

35 393402,40 4525,92 1 393402,40 4525,92 Tabla 21. Cálculo de áreas bajo las curvas de momento adrizante y escorante, operación.





= 23.95 ≫ 1.3 (𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑠𝑖𝑡𝑜 4.3.1)

-100000

0

100000

200000

300000

400000

500000

-20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80

Mo

men

tos

adri

zan

te-e

sco

ran

te (

Tn*m

)

Ángulo de escora (º) Ma Me




GL.

Lastre

Esta situación de carga representa el momento en el que la plataforma se encuentra

realizando labores de operación, y ha consumido la mayor parte de los líquidos y consumibles,

necesarios para llevar a cabo estas labores. De igual modo que en el caso anterior, se

considera que los equipos submarinos y de fondeo, considerados como equipos variables, se

encuentran desplegados en el fondo marino, por lo que no son incluidos en los pesos alojados

en la plataforma. En este caso, tantos los tanques de lastre como los tanques extra de lastre,

han sido considerados al máximo de su capacidad de almacenamiento, con el objetivo de

mantener a la plataforma en las condiciones de estabilidad requeridas, hasta que se lleve a

cabo su repostaje por medio de un buque de apoyo o suministro.


en el mismo Apéndice, los resultados de estabilidad inicial para esta situación de carga son los

siguientes:

Resultados

KG (m) 14,73

KB (m) 4,29

AirGap (m) 31,10

T (m) 8,59

GM 28,35

Δ (Tn) 24308,08

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

Como se puede observar en la tabla anterior, se produce un aumento significativo de la altura

metacéntrica. Este fenómeno de debe a que, debido a que la altura del calado se mantiene

inferior a la altura de los pontones, se produce un gran aumento del área de flotación, lo hace

que aumente la inercia con respecto al eje longitudinal y, así, la altura metacéntrica.







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

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



Heel deg 0.000

Draft at FP m 8.459

Draft at AP m 8.344


Trim (+ve by stern) m -0.115

WL Length m 86.000










KB m 4.201

KG solid m 14.886

BMt m 42.410

BML m 64.602


GML m 53.212

KMt m 46.611

KML m 68.802


MTc tonne.m 147.001



Trim angle (+ve by stern) deg -0.077



similares. Por ejemplo, en los valores de desplazamiento, calado, centro de gravedad (KG) y en

este caso, además, en la altura metacéntrica. En ambos casos los valores son mayores del

mínimo estipulado por la normativa, por lo que el requisito 4.3.3 de [18] se cumple en esta

condición de carga.




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


para los 37º, por lo que se considera que a partir de este ángulo la plataforma pierde su






es ∆= 23758 (𝑇𝑛) y se representa junto con la curva de momentos escorantes, calculada



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




en la normativa [18], se realiza el cálculo de dichas áreas, entre los ángulos de 0 a 35º.Para ello

se utiliza la expresión (4.18), siendo los resultados obtenidos los siguientes:

(º) Ma

(Tn*m) Me

(Tn*m) FS

Ma * FS (Tn*m)

Me * FS (Tn*m)

0 -261,34 5436,07 1 -261,34 5436,07

5 33997,70 5415,38 4 135990,79 21661,52

10 65453,29 5353,48 2 130906,58 10706,96

15 99023,34 5250,84 4 396093,38 21003,35

20 136062,07 5108,23 2 272124,13 10216,46

25 177234,68 4926,75 3 531704,04 14780,25

30 228718,27 4707,77 3 686154,80 14123,32

35 310231,96 4452,97 1 310231,96 4452,97 Tabla 24. Cálculo de áreas bajo las curvas de momento adrizante y escorante, lastre.





= 25.07 ≫ 1.3 (𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑠𝑖𝑡𝑜 4.3.1)

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

-20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80Mo

men

tos

adri

zan

te-e

sco

ran

te (

Tn*m

)

Ángulo de escora (º)

Ma Me




GL.

Transición

Esta situación de carga representa el momento en el que la plataforma está siendo

transportada, o remolcada por otro buque, de un emplazamiento a otro. En este momento, se

considera que todos los equipos con los que cuenta la plataforma, tanto fijos como variables,

se encuentra en ella. Además, se considera que los tanques de almacenamiento de líquidos y

consumibles, así como los tanques de lastre, se encuentran vacíos. Sin embargo, se considera

que los tanques extras de lastres se encuentran al máximo de su capacidad, con el objetivo de

mantener a la plataforma en las condiciones de estabilidad requeridas.


en el mismo Apéndice, los resultados de estabilidad inicial para esta situación de carga, son los

siguientes:

Resultados

KG (m) 20,99

KB (m) 2,53

AirGap (m) 31,10

T (m) 5,05

GM 47,44

Δ (Tn) 15326,30 Tabla 25. Resultados estabilidad inicial obtenidos en una hoja de cálculo, transición.

Como se puede observar en la tabla anterior, de nuevo se produce un aumento significativo de

la altura metacéntrica. Al igual que en el caso anterior, este fenómeno se debe que la altura

del calado se mantenga inferior a la altura de los pontones, lo que hace que se obtenga una

elevada área de flotación. Además, en este caso, con respecto al caso anterior, se ha

disminuido dicho calado, lo que hace que el volumen desplazado sea menor y, en

consecuencia, aumenta la altura metacéntrica.







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

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



Heel deg -0.100

Draft at FP m 5.222

Draft at AP m 5.321



WL Length m 86.000








LCB from zero pt. (+ve fwd) m -0.098


KB m 2.636

KG solid m 21.345

BMt m 67.591

BML m 102.952


GML m 84.044

KMt m 70.227

KML m 105.588


MTc tonne.m 145.675





En este caso, tal y como se aprecia en la tabla anterior, se alcanza un ángulo de escora distinto

de cero en la situación de equilibrio. Sin embargo, no se considera que dicho ángulo tenga

importancia ya que, además de ser prácticamente nulo, la plataforma no desempeñará labores

de operación en esta condición.


similares. Por ejemplo, en los valores de desplazamiento, calado, centro de gravedad (KG) y en

la altura metacéntrica. En ambos casos los valores son mayores del mínimo estipulado por la

normativa, por lo que el requisito 4.3.3 de [18] se cumple en esta condición de carga.




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








es ∆= 14906 (𝑇𝑛) y se representa junto con la curva de momentos escorantes, calculada



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





ello se utiliza una combinación de la primera regla de Simpson y la regla de los trapecios para

el último tramo, ya que en este último tramo (40º 50º), el espaciado varía. La expresión

utilizada para el cálculo de áreas bajo la curva es la siguiente:

Á𝑟𝑒𝑎 = (ℎ13) ∗ [ 1 ∗ 𝑦 (0º) + 4 ∗ 𝑦(5º) + 2 ∗ 𝑦(10º) + 4 ∗ 𝑦(15º) + 2 ∗ 𝑦 (20º)

+ 4 ∗ 𝑦(25º) + 2 ∗ 𝑦( 30º) + 4 ∗ 𝑦(35º) + 1 ∗ 𝑦(40º)]

+ ((𝑦(40º) + 𝑦(50º)

2∗ ℎ2)

(4.19)

Siendo,

𝑦, el valor del momento adrizante o escorante para cada ángulo de escora, según corresponda

(Tn*m).

ℎ1, intervalo entre ángulos en el primer tramo (5º).

ℎ2, intervalo entre ángulos en el segundo tramo (10º).

-150000

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

-20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80

Mo

men

tos

adri

zan

te-e

sco

ran

te (

Tn*m

)



(º) Ma

(Tn*m) Me

(Tn*m) FS

Ma * FS (Tn*m)

Me * FS (Tn*m)

0 745,30 4839,96 1 745,30 4839,96

5 64319,39 4821,54 4 257277,56 19286,17

10 122452,79 4766,43 2 244905,58 9532,86

15 153904,45 4675,04 4 615617,80 18700,17

20 163429,38 4548,07 2 326858,77 9096,15

25 153010,09 4386,49 4 612040,36 17545,97

30 125344,55 4191,53 2 250689,11 8383,06

35 97410,71 3964,66 4 389642,84 15858,65

40 69581,21 3707,62 1 69581,21 3707,62

50 32509,99 3111,07 - 0,00 0,00 Tabla 27. Cálculo de áreas bajo las curvas de momento adrizante y escorante, transición.

De la tabla anterior, y utilizando la expresión (4.19), se obtienen los siguientes resultados:




= 24.12 ≫ 1.3 (𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑠𝑖𝑡𝑜 4.3.1)



GL.

Estabilidad en avería. Compartimentado En este apartado se llevará a cabo el estudio de la estabilidad de la plataforma en averías

mediante el método determinista, es decir, será supuesta una situación de avería,

considerándose como inundados los tanques y compartimentos a los que esta afecte. Con el

objetivo de verificar que la plataforma mantiene suficiente reserva de estabilidad, que permita

su evacuación por parte del personal y transporte de esta a un puerto de reparaciones, se

estudiará el cumplimiento de los requisitos establecidos por la Sociedad de Clasificación DNV-

GL. Los requisitos con respecto a la estabilidad en averías para plataformas offshore con

columnas estabilizadoras quedan recogidos en [18], en el siguiente apartado:

5.4.2. La unidad debe proveer suficiente flotabilidad y estabilidad en cualquier condición de

operación o transición, en caso de inundación parcial o completa de cualquier compartimento

estanque que se encuentre por debajo, o parcialmente por debajo, de la línea de flotación,

teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

1) El ángulo de escora después de la inundación no debe de ser mayor de 25º.

2) Cualquier abertura por debajo de la línea de flotación final deberá ser hecha

estanca.

3) Debe proporcionarse un rango de estabilidad positivo, es decir, debe proporcionarse

al menos de un rango de 7º entre el primer y se ángulo de intercepción de las curvas de

momentos adrizante y escorante.


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

A continuación, se debe definir la situación de la posible avería, así como su extensión. Con

respecto a la posición de la avería, existen diferentes criterios para diferentes condiciones en

avería que están especificados en diferentes códigos. Inicialmente el daño estaba asociado a

impactos de buques, por ello, el daño estaba delimitado a la zona alrededor de la línea de

flotación. En el caso de plataformas flotantes, la zona de la línea de flotación se encuentra

expuesta a la colisión de buques que pueden causar daños, por ejemplo, en los mamparos

radiales de las columnas, y así causar la inundación de los compartimentos por encima y

debajo de esta. Además, se ha sido reconocido que la caída de objetos u equipos puede causar

daños y así la consecuente inundación (véase páginas de la 2 a la 14 de la referencia [13]).

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


En cuanto a la extensión de la avería, de la sección 5.9 en [18], se especifican las zonas que son

susceptibles de sufrir daños, así como la extensión de éstas, en las plataformas con columnas

estabilizadoras.

1) Sólo las columnas, pontones y brazos situados en la periferia de la unidad pueden ser

considerados como dañados.

2) La extensión vertical de la avería será de unos 3m para todos los tanques situados en

la columna a 5m por encima y 3 m por debajo de cualquier calado especificado en el

manual de estabilidad. Si un mamparo se encuentra entre estos niveles, ambos

tanques superior e inferior a éste se considerarán inundados.

3) Los mamparos verticales no se considerarán como dañados.

4) Extensión longitudinal de la avería deberá ser considera de 1.5 m

Teniendo en cuenta lo descrito con respecto a la posición de la avería, así de como su

extensión, se estima que la avería en la plataforma, en el peor de los casos de las posibilidades

descritas, es la siguiente:

- Colisión de un buque en una columna de la plataforma sobre la línea de flotación,

inundando los compartimentos adyacentes sobre y bajo esta. La colusión tendrá lugar

en la columna de estribor a proa.

- Caída de un objeto sobre la superficie superior de uno de los pontones, inundado el

compartimento adyacente a ésta. Dicho pontón estará situado en la misma línea que

la columna dañada, es decir, el pontón de estribor, con el fin de considerar el peor

caso posible.

Por otro lado, con el fin de establecer el volumen de inundación tras la avería en la plataforma,

se debe realizar la definición de mamparos estancos o de compartimentos. Con el fin de

asegurar la estabilidad de la plataforma en el caso de sufrir una avería, son definidos los

siguientes mamparos estancos y, en consecuencia, los distintos compartimentos de la

plataforma.

- Mamparo longitudinal, a lo largo de los pontones, situado a media altura de éstos.

- Mamparo transversal en la sección media de cada pontón.

- Dos mamparos longitudinales en cada una de las columnas. El primero situado a un

cuarto de la altura de las columnas, desde el forro superior de los pontones, y el otro

situado a media altura de las columnas.

Teniendo en cuenta que la avería se producirá cuando la plataforma se encuentra en la

condición de operación, avería descrita será la siguiente:


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

a proa de la plataforma.

Como se puede observar en la figura anterior, además de los compartimentos inundados,

sufren inundación los siguientes tanques:

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


A continuación, se introducen los cambios correspondientes en el cálculo de estabilidad

correspondiente a la situación de operación en una hoja de cálculo, es decir, se resta el

volumen desplazo por los tanques y compartimentos inundados, y son considerados como

pesos en la plataforma. Además, se considera que se pierde el área de flotación de la columna

que ha sufrido la avería. Esta suposición, no teniendo por qué ser cierta, sitúa al estudio en el

caso más desfavorable. Con todo ello, los resultados de estabilidad inicial para la condición de

operación tras avería son los siguientes:

Resultados

KG (m) 13,47

KB (m) 6,87

AirGap (m) 11,32

Tc (m) 11,18

T (m) 19,78

GM 5,06

Δ (Tn) 32040,98 Tabla 28. Estabilidad Inicial en situación de operación en avería, hoja de cálculo.

Como se observa en la tabla anterior, la plataforma conservaría una altura metacéntrica

suficiente. Sin embargo, con el de verificar el cumplimiento de los requisitos de estabilidad

antes definidos, debe llevarse a cabo una simulación en Maxurf. Con el fin de llevar a cabo

dicha simulación en, se define una situación de avería (damaged case) en la que se definirán

los tanques y compartimentos dañados, según la figura anterior.

A continuación, se realiza una simulación de la situación de equilibrio en este caso de avería. El

aspecto de la plataforma tras sufrir la avería, desde la vista transversal, es el siguiente:

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


Los resultados de la situación de equilibrio (Equilibrium) en Maxsurf, son los siguientes:

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

En comparación de las dos tablas anteriores, se puede observar que se obtienen resultados

similares, pero con algunas diferencias. La diferencia más significativa que se aprecia es la que

existe entre las alturas metacéntricas obtenidas. Dicha diferencia se estima que es debida que,

en el cálculo en una hoja de cálculo, no se ha tenido en cuanta como área de flotación el área

de la cubierta inferior que ahora entra en contacto con la línea de flotación, ya que en este

estudio a priori en una hoja de cálculo, no se calcula el ángulo de escora tras la simulación. En

cualquier caso, ambas alturas metacéntricas son positivas y mayores de 0.3 metros.

Como se puede observar en la figura anterior, el ángulo de escora obtenido en la situación de

equilibrio tras la avería es de 19º. Por ello, se puede afirmar que se cumple el primero de los

requisitos de la normativa antes definidos, ya que este ángulo es menor de 25º.



Heel deg 19.000

Draft at FP m 25.519

Draft at AP m 9.770


Trim (+ve by stern) m -15.749

WL Length m 91.339










KB m 9.147

KG solid m 13.278

BMt m 39.522

BML m 57.786


GML m 52.772

KMt m 45.967

KML m 62.982


MTc tonne.m 167.726



Trim angle (+ve by stern) deg -10.378


Con el fin de verificar que se cumplen el resto de los requisitos establecidos en la normativa, se

realiza una simulación de estabilidad a grandes ángulos de la plataforma, con el fin de obtener

la curva de brazos adrizantes en esta situación.

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


para los 28.8º, ángulo a partir del cual se considera que la plataforma pierde la capacidad de

recuperación.



es ∆= 27333(𝑇𝑛) y se representa junto con la curva de momentos escorantes, calculada



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

Como se ha mencionado anteriormente, el ángulo de equilibrio es esta situación de avería es

de 19º, y el ángulo de inundación a estribor es de 28.8º. El rango de estabilidad positivo se

define como el rango de ángulos entre estos dos, que debe de ser mayor de 7º con el fin de

cumplir el tercer requisito establecido en la normativa, y definido al comienzo de este

apartado. De este modo;

𝑅𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 28.8º − 19º = 9.8º > 7º ( 5.4.2) [18]

En resumen, se puede afirmar que la plataforma, con la definición de compartimentos

descrita, cumple los requisitos de estabilidad en averías según la Sociedad de Clasificación

DNV-GL.

-300000

-200000

-100000

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

-20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80

Mo

men

tos

adri

zan

te-e

sco

ran

te (

Tn*m

)



Capítulo 5. Diseño estructural

En este capítulo será llevada a cabo un estudio de la resistencia estructural de la plataforma.

Para ello, será llevado a cabo un estudio de la resistencia longitudinal de la plataforma para

cada situación de carga en la que se prevé que la plataforma pueda encontrarse, definidas en

el capítulo anterior. De los estudios de resistencia longitudinal de la plataforma, será obtenida

aquella que sea más desfavorable, es decir, en la que el valor absoluto máximo del momento

flector sea mayor. Con este valor de momento flector máximo será definido el módulo mínimo

de la cuaderna maestra de la plataforma

Seguidamente se realizará un estudio de la resistencia local en el cual se llevará a cabo el

escantillonado de las planchas utilizadas, así como de los refuerzos estructurales necesarios,

de acuerdo con la normativa DNV-GL. Finalmente, una vez seleccionadas las planchas y

refuerzos estructurales con los que contará la plataforma, será obtenido el módulo de la

cuaderna maestra, que deberá ser mayor al mínimo módulo obtenido en el cálculo de

resistencia longitudinal.

Resistencia longitudinal En este apartado se llevará a cabo el cálculo de curvas de cargas, fuerzas cortantes y

momentos flectores para cada una de las situaciones de carga definidas en el apartado

anterior. Una vez obtenido el máximo momento flector al que estará sometido la plataforma,

se define el módulo mínimo que deberá tener la cuaderna maestra. Los cálculos utilizados

pueden observarse en el “Apéndice IV. Resistencia longitudinal”.

Con el fin de llevar a cabo el estudio de la resistencia longitudinal de la plataforma, esta será

dividida en un número de ordenadas de forma equiespaciada. El valor de la carga neta en cada

ordenada (𝑖) será obtenido mediante la diferencia entre el peso y el empuje ejercido en dicha

ordenada.

𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑖 = 𝐸𝑚𝑝𝑢𝑗𝑒𝑖 − 𝑃𝑒𝑠𝑜𝑖 (𝑇𝑛

𝑚) (5.1)

La curva de fuerzas cortantes será obtenida en cada caso mediante integración aproximada

usando el método de trapecios, es decir, la fuerza cortante en cada ordenada será:

𝑄𝑖 = 𝑄𝑖−1 + 0.5 ∗ (𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑖 + 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑖−1) ∗ (𝑋𝑖 − 𝑋𝑖−1) (𝑇𝑛) ( 5.2)

Siendo,

𝑄𝑖 , fuerza cortante en la ordenada 𝑖, (𝑇𝑛).

𝑄𝑖−1, fuerza cortante en la ordenada 𝑖 − 1, (𝑇𝑛).

𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑖, carga neta en la ordenada 𝑖, (𝑇𝑛

𝑚).


𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑖−1, carga neta en la ordenada𝑖 − 1, (𝑇𝑛

𝑚).

𝑋𝑖 , distancia desde popa en la ordenada 𝑖, (𝑚).

𝑋𝑖−1, distancia desde popa en la ordenada 𝑖 − 1, (𝑚).

Del mismo modo, la curva de momentos flectores es obtenida en cada caso mediante

integración aproximada, por el método de trapecios, de la curva la curva de fuerzas cortantes,

es decir, el momento flector en cada ordenada será:

𝑀𝑖 = 𝑀𝑖−1 + 0.5 ∗ (𝑄𝑖 +𝑄𝑖−1) ∗ (𝑋𝑖 − 𝑋𝑖−1) (𝑇𝑛 ∗ 𝑚) (5.3)

Siendo,

𝑀𝑖, momento flector en la ordenada 𝑖, (𝑇𝑛 ∗ 𝑚).

𝑀𝑖−1, momento flector en la ordenada 𝑖 − 1, (𝑇𝑛 ∗ 𝑚).

Plena Carga

De acuerdo con los pesos definidos en esta situación de carga y el empuje ejercido por el

desplazamiento de la plataforma para el calado de esta situación de carga, obtenido en

Maxsurf, siendo 𝑇𝑚 = 10.128 𝑚 .

Utilizando la expresión (5.1) la curva de cargas es la siguiente:

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


Utilizando las expresiones (5.2) y (5.3), se obtienen los valores de fuerzas cortantes y

momentos flectores respectivamente:

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

Operación






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



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


Lastre





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




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

Transición





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




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

De acuerdo con los cálculos realizados, se obtienen los siguientes valores máximos y mínimos

de fuerzas cortantes y momentos flectores en las distintas situaciones de carga:

Qmin

(Tn) Qmax

(Tn) Mmin

(Tn*m) Mmax

(Tn*m)

Plena Carga -1810,54 1879,61 -28496,91 901,440

Operación -1866,21 1926,99 -38671,92 0,611

Lastre -3195,62 3159,82 -63067,53 0,613

Transición -1668,88 1691,22 -48224,68 0,623

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

carga.

Como se puede observar en la tabla anterior, el valor máximo absoluto de momentos flectores

se obtiene en la condición de lastre. Esto se debe a que, en dicha situación, los tanques

laterales de lastre se encuentran al máximo de su capacidad, mientras que los tanques de

carga, situados en el centro de los pontones, se encuentran prácticamente al mínimo de su

capacidad. El valor máximo absoluto del momento flector en la situación de lastre es el

siguiente:

𝑀max = |−63067.52 | (𝑇𝑛 ∗ 𝑚)

De acuerdo con la normativa DNVGL-OS-C201 [24], para el diseño estructural de estructuras de

acero, sección 4.

B 100. El módulo mínimo requerido de la sección de un casco será,


𝑍 =𝑀

𝜎 ∙ 103 (𝑐𝑚3) (5.4)

𝑀, momento máximo flector en la sección media del buque (𝐾𝑁𝑚).

𝜎 = 175 𝑓1𝑁

𝑚𝑚2. en general.

Como se puede observar en los siguientes apartados, el acero elegido en la estructura de la

plataforma es el tipo NV-27, para el que 𝑓1 = 1.08, tal y como se encuentra en la sección

2.203, de la misma normativa. De este modo, el módulo mínimo requerido por la sección

maestra a flexión es el siguiente:

𝑍min = 3272387.09 (𝑐𝑚3)

Escantillonado de la cuaderna maestra El escantillonado de la cuaderna maestra es el proceso de selección de espesores, materiales y

dimensiones de las planchas utilizadas en la estructura, así como de la selección del tipo y

número de refuerzos longitudinales y transversales de los que dispondrá cada plancha, con el

fin de ofrecer resistencia estructural suficiente al conjunto de la plataforma frente al conjunto

de fuerzas, exteriores e interiores, a las que estará sometida durante su ciclo de vida.

En primer lugar, se debe seleccionar la posición longitudinal de la cuaderna maestra de la

plataforma. Esta será aquella que tenga mayor área en su sección. En el caso de un buque, la

cuaderna maestra comúnmente se encuentra cerca, o en, la sección media. Sin embargo, en el

caso de una plataforma semi-sumergible,la sección media no coincide con la cuaderna

maestra, ya que en esta no se incluyen las columnas.

Por otro lado, ha de tenerse en cuenta que, el proceso de diseño estructural de la plataforma

debe ser realizado para aquella situación de carga de mayor desplazamiento y, por lo tanto, de

mayor calado. De acuerdo con lo obtenido en el capítulo anterior, la condición de carga en la

que la plataforma experimenta su mayor calado es será la condición de “operación”. En la

siguiente figura se puede observar la curva de áreas seccionales de la plataforma en la

situación de operación. En ella, se puede observar que la zona de mayor área se experimenta

en la zona que comprende a los pontones y columnas en la zona de popa.


Figura 68. Curva de áreas seccionales, operación.

Es por este motivo por el que se selecciona la zona de popa de la plataforma, en la que se

incluyen las columnas y los pontones, como la cuaderna maestra. Además, se supone que la

definición de planchas y refuerzos será simétrica con respecto al plano longitudinal, por lo

cual, solamente será necesario el escantillonado de media sección, teniendo no obstante este

factor en cuenta a la hora de obtener el módulo de la cuaderna maestra. De este modo, se

realiza el escantillonado en la mitad de babor, siendo esta la que cuenta con un mayor

desplazamiento y, por lo tanto, del mayor calado que la plataforma experimentará en las

condiciones de carga posibles.

A continuación, se realiza una estimación de las cargas a las que estará sometida la plataforma,

y que determinarán la selección de planchas y refuerzos estructurales necesarios. La

estimación de las distintas cargas de diseño a aplicar en las distintas zonas de la cuaderna

maestra se realizará de acuerdo a la normativa DNVGL-OS-C103 [22]. En primer lugar, es

necesario realizar una serie de definiciones:

Aceleraciones de la plataforma. Con el fin de realizar una estimación de las cargas a las que

estará sometida la plataforma, como se verá más adelantes, es necesario realizar previamente

una estimación de los valores de la aceleración de esta. Según la normativa normativa DNV

(enero 2003) [25], en particular según el definido en los siguientes apartados:

203. El parámetro común de la aceleración se define como:

𝑎0 = 3𝐶𝑤𝐿+ 𝐶𝑉𝐶𝑉1 (5.5)

𝐶𝑊, según la normativa DNVGL-OS-C103 [22] en 5.2.2, el factor de reducción debido al

movimiento de las partículas de las olas será 𝐶𝑊 = 0.9 .

𝐿, eslora de la embarcación(𝑚). En este caso se toma la eslora total de los pontones, siendo

esta 𝐿𝑝 = 86 𝑚 .


𝐶𝑉 = √𝐿

50 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 0.2. En este caso 𝐶𝑉 =

√ 86

50 = 0.1854 < 0.2 → 𝐶𝑉 = 0.1854

𝐶𝑉1 = 𝑉

√ 𝐿 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜 0.8. Siendo 𝑉 , velocidad de la plataforma. Debido a que la plataforma

se encuentra fondeada en una posición, su velocidad de desplazamiento será nula. De este

modo:

𝐶𝑉1 = 0.8.

De este modo se obtiene el siguiente valor del parámetro común de aceleración,

𝑎0 = 3 ∗ 0.9

86+ 0.1854 ∗ 0.8 = 0.1797

Una vez obtenido este parámetro, se obtienen los valores de aceleración en los distintos

grados de libertad de la plataforma.

301. La aceleración longitudinal (surge) de la plataforma, viene dada por la siguiente

expresión:

𝑎𝑥 = 0.2 𝑔0𝑎0√𝐶𝐵 (𝑚

𝑠2) (5.6)

𝑔0, aceleración de la gravedad, 9.81 (𝑚

𝑠2) .

𝐶𝐵, coeficiente de bloque de la plataforma. Según los resultados obtenidos en Maxsurf en el

capítulo anterior, para la situación de plena carga,

𝐶𝐵 = 0.52

De este modo se obtiene el siguiente valor de aceleración longitudinal,

𝑎𝑥 = 0.2 ∗ 9.81 ∗ 0.1797 ∗ √ 0.52 = 0.2543 (𝑚

𝑠2)

302. La aceleración combinada de deriva/guiñada (sway/yaw) viene dada por:

𝑎𝑦 = 0.3𝑔0𝑎0 (𝑚

𝑠2) (5.7)

Donde todos los parámetros han sido previamente definidos, se obtiene:

𝑎𝑦 = 0.3 ∗ 9.81 ∗ 0.1797 = 0.52907 (𝑚

𝑠2)

303. La aceleración del movimiento de arfada (heave), o movimiento vertical, viene dada por:

𝑎𝑧 = 0.7 𝑔0 𝑎0

√𝐶𝐵 (

𝑚

𝑠2) (5.8)


Donde todos los valores han sido previamente definidos, se obtiene:

𝑎𝑧 = 0.7 ∗ 9.81 ∗0.1797

√ 0.52= 1.7119 (

𝑚

𝑠2)

En la siguiente tabla se observa un resumen de los valores de las aceleraciones de la

plataforma obtenidos, según las expresiones (5.6) (5.7) y (5.8), en los distintos grados de

libertad:

Avance (𝑎𝑥) 0.2543 (𝑚

𝑠2)

Deriva / Guiñada (𝑎𝑦) 0.52907 (𝑚

𝑠2)

Arfada (𝑎𝑧) 1.7119 (𝑚

𝑠2)

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

Continuando con la normativa DNVGL-OS-C103 [22], se definen los siguientes términos:

Punto de carga (Load point). El punto de carga para el cual debe calcularse la presión de diseño

en una plancha, se define como el punto medio de una plancha reforzada longitudinalmente, o

como el punto a media altura de una en una plancha vertical, reforzada transversalmente,

desde el punto inferior de la plancha.

Existen distintos tipos de cargas, según su origen, que deben ser tenidas en cuenta en el diseño

estructural:

Cargas permanentes (G) (Permanent Loads). Son aquellas cargas que no varían en magnitud,

posición o dirección del período considerado. Estas pueden ser, por ejemplo, el peso estructural,

de los equipos permanentes, etc.

Cargas variables funcionales (Q) (Variable functional Loads). Son aquellas cargas que pueden

variar de magnitud, posición o dirección durante el tiempo considerado. El valor de la carga

variable que debe ser utilizado en el diseño estructural deberá ser aquel valor, máximo o

mínimo, que cause la situación más desfavorable. Dentro de este tipo de cargas, las más

significativas son las debidas a las cargas en los tanques. Todos los tanques deberán ser

diseñados para la siguiente presión interna de diseño:

𝑝𝑑 = 𝜌𝑔0ℎ𝑜𝑝 ( 𝛾𝑓,𝐺,𝑄 + 𝑎𝑣𝑔0 𝛾𝑓,𝐸) (

𝐾𝑁

𝑚2) (5.9)

𝑎𝑣 , aceleración máxima vertical (𝑚

𝑠2). Será utilizada la obtenida según la expresión (5.7), es

decir,

𝑎𝑣 = 𝑎𝑧 = 1.7119 (𝑚

𝑠2)


ℎ𝑜𝑝, distancia vertical (m), desde el punto de carga hasta el punto de máximo llenado. Para

aquellos tanques adyacentes al mar, situados por debajo de la altura del calado operacional

(TE), esta altura no debe ser menor que la distancia vertical entre el punto de carga y la altura

de calado operacional.

𝛾𝑓,𝐺,𝑄 , factor de carga parcial, para cargas permanentes y funcionales.

𝛾𝐸 , factor de carga parcial, para cargas ambientales.

Cargas ambientales (E) (Environmental Loads). Son aquellas cargas debidas a factores

ambientales debidos a las condiciones meteorológicas en las que se sitúa la plataforma. Dentro

de las cargas ambientales, la más significativa será la debida a la presión hidrostática,

permanente y ambiental, ejercida por el mar.

5.2.2. La presión de diseño del mar actuante sobre los pontones y las columnas sobre una

plataforma de estabilizada por columnas debe ser tomada como:

pd = 𝑝𝑠 ∙ 𝛾𝑓,𝐺,𝑄 + 𝑝𝑒 ∙ 𝛾 𝑓,𝐸 (𝐾𝑁

𝑚2) (5.10)

Donde,

ps = 𝜌 𝑔0𝐶𝑊( 𝑇𝐸 − 𝑧𝑏 ) (𝐾𝑁

𝑚2) ≥ 0

pe = 𝜌 𝑔0𝐶𝑊( 𝐷𝐷 − 𝑧𝑏) (𝐾𝑁

𝑚2) 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑧𝑏 ≥ 𝑇𝐸

𝑃𝑒 = 𝜌𝑔0𝐶𝑊 ( 𝐷𝐷 − 𝑇𝐸) (𝐾𝑁

𝑚2) 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑧𝑏 < 𝑇𝐸

𝑇𝐸, calado de operación (m), medido verticalmente desde la línea base hasta la línea de

flotación asignada. Si la plataforma tiene más de un calado de operación, aquel que cause una

mayor presión debe ser utilizado. En este caso, el mayor calado corresponde a la situación de

carga “operación ”. Siendo,

𝑇𝐸 = 11.142 𝑚

𝐶𝑊, factor de reducción debido al movimiento de las partículas, definido anteriormente.

𝐷𝐷 , distancia vertical (m), desde la línea base hasta la zona inferior de las cubiertas. De este

modo,

𝐷𝐷 = 𝐻𝑃 +𝐻𝐶 = 8.6 + 22.5 = 31.1 𝑚

𝑧𝑏 , distancia vertical (m), medida desde la línea base hasta el punto de carga.

𝑝𝑠 , presión hidrostática permanente.

𝑝𝑒 ,presión hidrostática ambiental.

Otras de las cargas debidas a causas ambientales son las ejercidas por el viento.


5.3.1. Las cargas debidas al viento deberán ser tenidas en cuenta en el diseño de

superestructuras con una exposición al viento significativa, así como de módulo, equipos y

zonas expuestas al viento de las cubiertas.

De este modo, las fuerzas o cargas debidas al viento únicamente serán tenidas en cuenta en el

diseño de la zona de cubiertas expuestas a este. Las cargas debidas al viento serán estimadas

de igual modo que se hicieron en el capítulo anterior, es decir, siguiendo la expresión (4.17).

Como se puede observar el resultado de esta expresión es la fuerza ejercida por el viento

sobre una superficie. Debido a que en el diseño estructural se buscar la carga, es decir, fuerza

por unidad de área o presión, en dicha expresión se evitará multiplicar por el área expuesta al

viento de las cubiertas.

Otra de las componentes importantes que conforman las cargas ambientales, son las debidas a

los equipos pesados. Estas cargas afectarán únicamente a las planchas sobre las cuales estos

componentes estén ubicados, es decir sobre las cubiertas. Siguiendo las siguientes

expresiones, se consigue una estimación de la fuerza ejercida por estos componentes sobre las

planchas, sin embargo, con el fin de obtener una aproximación de la carga que ejercen, se

dividirá esta fuerza entre el área del espacio en el que dichas cargas están ubicadas, de

acuerdo a las figuras (32) (33) y (34).

5.4. Las fuerzas ejercidas por componentes pesados actuando sobre estructuras de soporte,

como equipos u otros componentes estructurales, deberán ser tomadas como:

𝑃𝑉𝑑 = ( 𝑔0𝛾𝑓,𝐺,𝑄 + 𝑎𝑣 𝛾𝑓,𝐸 ) 𝑀 (𝐾𝑁) (5.11)

𝑃𝐻𝑑 = 𝑎ℎ𝛾𝑓,𝐸 𝑀 (𝐾𝑁) (5.12)

𝑎𝑣 , aceleración máxima vertical (𝑚

𝑠2) , antes definida.

𝑎ℎ , aceleración horizontal (𝑚

𝑠2). Será tomada el valor de la velocidad de avance, calculada

anteriormente, de modo que:

𝑎ℎ = 𝑎𝑥 = 0.2543 (𝑚

𝑠2)

𝑀, masa de la carga, equipo u otros componentes (Tn).

𝑃𝑉𝑑 ,fuerza vertical de diseño.

𝑃𝐻𝑑 , fuerza horizontal de diseño.

Con el fin de realizar el diseño del lado de la seguridad, ambas fuerzas, horizontal y vertical, se

consideran actuando sobre la plancha de forma conjunta.

Siguiendo con la Sección 3 de la misma normativa [22] deben considerarse dos tipos distintos

de combinaciones de cargas, de modo que la carga final de diseño sea la más desfavorable, es

decir, la de mayor valor, de estas dos combinaciones. Los factores de carga parcial, aplicados


en el criterio ULS (Ultimate State Limit), se encuentran en la (Tabla 1) de la sección 3 de dicha

normativa, siendo esta la siguiente:

Combinación de cargas de diseño

Cargas variables funcionales y permanentes 𝛾𝑓,𝐺,𝑄

Cargas ambientales 𝛾𝐸

a) 1.2 0.7

b) 1.0 1.2 Tabla 32. Factores de carga parcial aplicados en las distintas combinaciones de carga [22].

De este modo, con el fin de obtener la situación más desfavorable, se realizará para cada caso

de carga, le estimación en ambas combinaciones, siendo la carga de diseño, la de mayor valor

en cada caso. Una vez definidas las cargas que se ejercen sobre la estructura, se definen a

continuación los espesores de cada plancha, o campo de plachas (plate field). Se define campo

de planchas como aquella zona en la que la presión de diseño no varía. Cada campo de

planchas estará dividido en un número entero de planchas. El proceso de selección de

planchas y refuerzos estructurales se realiza siguiendo las directrices definidas en la normativa

DNVGL-OS-C101 [20]. En primer lugar, se debe definir al tipo de categoría al que pertenece la

estructura de la plataforma. De acuerdo con la sección 3.2.2 de la misma normativa, se define

el conjunto de la estructura de la plataforma de categoría Primaria (II), ya que el fallo de una

de estas estructuras daría lugar a consecuencias substanciales. En cuanto al acero estructural

utilizado, se utilizará acero de tipo NV-27 en toda la plataforma, la característica más

significativa que define la calidad de un acero es su límite elástico (Specified mínimum yield

stress) el cual, según la tabla 3 de la sección 4.2.2 de la misma normativa, el caso del acero tipo

NV-27 es la siguiente:

𝑓𝑦 = 265 (𝑁

𝑚𝑚2)

Por otro lado, según la sección 2.1 de la misma normativa, el factor de material 𝛾𝑀 utilizado

para planchas estructurales es de 1.15.

Con el fin de facilitar la comprensión de las distintas dimensiones utilizadas en la plataforma,

se añade la siguiente figura, como ejemplo de una plancha transversal y una longitudinal,

reforzadas, que será la forma utilizada en la estructura de la plataforma.


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

Estas dimensiones son las siguientes:

𝑠, espaciado entre refuerzos (m), medido a lo largo de la plancha.

𝑙, longitud de los refuerzos en la plancha (m).

𝑏, anchura o longitud de la plancha (m)

Un aspecto importante a tener en cuenta, de acuerdo con la figura anterior, es el hecho de que

en el proceso de selección de planchas se debe asegurar que la longitud de las planchas

longitudinales coincida con la anchura de las planchas transversales.

A continuación, se definen los espesores mínimos de plancha según su capacidad de

resistencia elástica (yield check). Según la sección 6.2 de la misma normativa, el espesor

mínimo de una plancha será, al menos de:

𝑡 =14.3 𝑡0

√ 𝑓𝑦𝑑 (𝑚𝑚) (5.13)

𝑓𝑦𝑑 , resistencia elástica de diseño, 𝑓𝑦

𝛾𝑀 (

𝑁

𝑚𝑚2) .

𝑡0, 7 mm para miembros estructurales primarios, como es el caso.

Según la sección 6.3 de la misma normativa, las planchas sometidas a presión lateral no

tendrán un espesor menor al siguiente:


𝑡 =15.8 𝑘𝑎 𝑠 √𝑝𝑑

√ 𝜎𝑝𝑑1𝑘𝑝𝑝 (𝑚𝑚) (5.14)

𝑘𝑎 , factor de corrección por el ratio del campo de planchas.

= (1.1 − 0.25𝑠

𝑙)2

= máximo 1.0 para 𝑠

𝑙= 0.4.

= mínimo 0.72 para 𝑠

𝑙= 1.0.

𝑝𝑑 , presión de diseño (𝐾𝑁

𝑚2) , obtenida de la combinación de cargas funcionales y ambientales

más desfavorable.

𝜎𝑝𝑑1, tensión a flexión de diseño (𝑁

𝑚𝑚2), tomada como el menor valor de:

- 1.3 (𝑓𝑦𝑑 − 𝜎𝑗𝑑) y

- 𝑓𝑦𝑑 =𝑓𝑦

𝛾𝑀

𝜎𝑗𝑑 , tensión equivalente de diseño para la tensión de membrana global en el plano.

𝜎𝑗𝑑 = √𝜎𝑥𝑑2 + 𝜎𝑦𝑑

2 − 𝜎𝑥𝑑 ∙ 𝜎𝑦𝑑 + 3 ∙ 𝜏𝑑2

Según la normativa DNVGL-OS-C201 [24], en la sección 4, apartado E, la tensión equivalente a

flexión puede ser aproximada como,

𝜎𝑒 = 𝜎𝑗𝑑 = 180 ∙ 𝑓1 (𝑁

𝑚𝑚2)

𝑘𝑝𝑝, parámetro de los soportes de las planchas.

- 1.0 para planchas con los bordes empotrados.

- 0.5 para planchas con soportes simples.

En este caso se considera que todas las planchas tienen los bordes empotrados, ya que estarán

soldadas unas a otras, por lo que los grados de libertas en el plano serán nulos. De este modo,

el espesor de cada plancha será obtenido como el mayor de los espesores obtenidos mediante

las expresiones (5.13) y (5.14), redondeando a la unidad superior.

El valor del módulo mínimo de los refuerzos estructurales, longitudinales, transversales, así

como cualquier otro refuerzo longitudinal, será calculado según el apartado 6.4 de la

normativa DNVGL-OS-C101, en el que se estipula que módulo mínimo de los refuerzos

estructurales será el siguiente:

𝑍𝑠 = 𝑙2 ∙ 𝑠 ∙ 𝑝𝑑𝑘𝑚𝜎𝑝𝑑2𝑘𝑝𝑠

∙ 106 (𝑚𝑚3) 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜 15 ∙ 103 (𝑚𝑚3) (5.15)


𝑙, longitud de los refuerzos (m), como se definió anteriormente.

𝑘𝑚, factor por el momento flector. Según la tabla 3, en la sección 7.6.4 de la misma normativa.

En este caso, al igual que sucede en las planchas, los refuerzos se consideran empotrados en

ambos extremos. Además, en los refuerzos situados en las planchas laterales, la carga principal

será la debida a la carga hidrostática, por lo que se considera que la carga será lineal a lo largo

del refuerzo. Por otro lado, en los refuerzos situados en las planchas de fondo, la carga será

debida a la presión constante sobre estas. De este modo, y de acuerdo con la tabla:

𝑘𝑚 = 15, en los refuerzos transversales.

𝑘𝑚 = 12 , en los refuerzos longitudinales.

𝜎𝑝𝑑2, tensión a flexión de diseño (𝑁

𝑚𝑚2).

= 𝑓𝑦𝑑 − 𝜎𝑗𝑑 .

𝑘𝑝𝑠, parámetro de soportes de los refuerzos.

= 1.0 si al menos uno de los soportes está empotrado.

Como se ha descrito, ambos soportes de los refuerzos se consideran empotrados.

Una vez obtenido el módulo mínimo necesario de cada plancha, deberá ser seleccionado un

refuerzo y comprobar el módulo de este junto con su plancha asociada en cada caso, de modo

que se verifique que este es mayor que el obtenido según la expresión (5.15). Además, se ha

de tener en cuenta que el módulo obtenido de los refuerzos junto con su plancha asociadas

deberá ser próximo al módulo mínimo, ya que, de otro modo, se estaría produciendo un

sobredimensionamiento de la estructura, lo que aumentaría el peso estructural de la

estructura y, en última estancia, el coste de esta de un modo innecesario. Los refuerzos

seleccionados son los proporcionados por la empresa “JFE Steel Corporation”, en particular los

refuerzos tipo NAB(Unequal leng and thickness angles), los cuales se pueden encontrar en [26].

Además, el proceso de selección y resultados obtenidos de dimensionamiento y selección de

planchas y refuerzos, realizado según lo descrito en el presente apartado, puede observarse en

el “Apéndice V. Cálculo estructural”. Por otro lado, en el plano “Cuaderna Maestra”, situado al

final de este documento, se pueden observar las zonas en las que se ha dividido la sección de

la plataforma con el fin de realizar su escantillonado. En la siguiente tabla se pueden observar

los espesores de plancha y tipo de refuerzo estructural seleccionados en cada una de las zonas

en las que se ha dividido la sección de la plataforma:


Zona de la cuaderna maestra Espesor de plancha (mm) Refuerzo estructural

Fondo 1 22 NAB 400 x 100

Lateral 1 25 NAB 350 x 100

Fondo 2 18 NAB 350 x 100


Fondo 3 21 NAB 400 x 100


Fondo 4 20 NAB 350 x 100


Fondo 5 16 NAB 300 x 90


Cubierta 1, lateral 12 Sin refuerzos

Cubierta 1, centro 7 Sin refuerzos





Lateral 6 13 Sin refuerzos

Lateral 7 8 Sin refuerzos Tabla 33. Espesores de plancha y tipo de refuerzo seleccionados por zona de la cuaderna maestra.

Módulo de la cuaderna maestra Una vez han sido seleccionados las planchas y refuerzos utilizados en la plataforma, se realiza

un esquema que la cuaderna maestra de ésta, con el fin de obtener una estimación de su

módulo. El módulo obtenido de la cuaderna maestra será comparado con el módulo mínimo a

flexión (5.5) con el fin de verificar que es mayor que este, y así cumplir con el requisito de

resistencia estructural. El proceso de cálculo del módulo de la cuaderna maestra se puede

observar en el “Apéndice V. Cálculo estructural”. Además, la sección de “Planos”, se puede

observar una representación de la cuaderna maestra de la plataforma.

Los resultados obtenidos de este proceso de cálculo son los siguientes (valores totales dados

para la mitad de sección):

Σ 𝑎𝑖 = 23.484 (𝑚2)

Σ 𝑎𝑖 ∙ ℎ𝑖 = 339.242 (𝑚3)

Σ 𝑎𝑖 ∙ ℎ𝑖2 = 7082.523 (𝑚4)

Σ 𝐼𝑝 = 2.581 (𝑚4)

Altura del eje neutro:

ℎ𝐸𝑁 =Σ𝑎𝑖ℎ𝑖Σ𝑎𝑖

= 339.242

23.484= 14.445 (𝑚)

Inercia de media sección:

𝐼𝑧𝑧 = 7082.523 + 2.581 = 7085.104 (𝑚4)


Término del teorema de ejes paralelos:

−(Σ𝑎𝑖) ∙ ℎ𝐸𝑁2 = 4900.540 (𝑚4)

𝐼 = 𝐼𝑧𝑧 − (Σ𝑎𝑖) ∙ ℎ𝐸𝑁2 = 7085.104 − 4900.540 = 2184.564 (𝑚4)

Valores totales:

𝐴 = 2 ∙ (Σ 𝑎𝑖) = 46.968 (𝑚2)

𝐼 = 2 ∙ 𝐼 = 4369.127 (𝑚4)

𝑍 =𝐼

ℎ𝐸𝑁=4369.127

14.445= 302.455 (𝑚3)

Finalmente se compara este valor obtenido del módulo de la cuaderna con el módulo mínimo

a flexión, obtenido en la expresión (5.5).

𝑍min (𝑐𝑚3) 3,272

𝑍 (𝑐𝑚3) 302,455

𝑍

𝑍min 92.426

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

Como se puede observar en la tabla anterior, el módulo obtenido de la cuaderna maestra es

ampliamente superior al módulo requerido de la maestra a flexión. Por ello, se puede afirmar

que la estructura cumple con los requisitos de integridad estructural de acuerdo con la

Sociedad de Clasificación DNV-GL.

Peso estructural Una vez se ha realizado el escantillonado de la cuaderna maestra, es posible obtener el peso

estructural de la plataforma. Para realizar este proceso, se ha divido a la plataforma en cuatro

secciones longitudinalmente desde el extremo de popa hasta la sección media. Al ser la

plataforma simétrica con respecto al plano transversal en la sección media, el resultado

obtenido deberá multiplicarse por dos. Del mismo modo y dado que el escatillonado de la

cuaderna maestra se aplica a media sección de la plataforma, al ser esta además simétrica con

respecto al plano longitudinal en crujía, el resultado obtenido deberá multiplicarse de nuevo

por dos. Es decir, se realizará el cálculo del peso estructural de media sección desde el extremo

de popa hasta la sección media, y se multiplicará dicho resultado por cuatro, para así obtener

el valor total de la plataforma.

La densidad del acero utilizada será la misma de la utilizada en el “Capítulo 3

Dimensionamiento”, que es la densidad de acero dulce utilizado en construcción naval:

𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 = 7850 (𝐾𝑔

𝑚3)


La plataforma se divide entonces longitudinalmente en cuatro secciones distintas, estas son:

- Zona de popa cubiertas. Zona que se extiende desde el extremo de popa en cubierta

hasta su intersección con la zona de popa de los pontones. El peso estructural en esta

zona será el de las cubiertas, que no cuentan con refuerzos transversales.

- Zona de pique de popa. Esta zona se extiende desde el extremo de popa de los

pontones hasta su intersección con las columnas. El peso estructural en esta zona será

el compuesto por los pontones y cubiertas.

- Zona columnas de popa. Esta zona se extiende desde el extremo de popa hasta el

extremo de proa de la columna de popa. El peso estructural en esta zona será el

compuesto por los pontones, columnas y cubiertas.

- Zona central popa. Esta zona se extiende desde el extremo de proa de la columna de

popa hasta la sección media. El peso estructural en esta zona está compuesto por el de

las cubiertas y los pontones.

En la siguiente figura se puede observar una ilustración de dichas zonas, así como de sus

dimensiones en metros:

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

Con el fin de obtener el peso de acero de la plataforma, se distinguen dos tipos de pesos:

- Peso de acero continuo. Será el formado por el peso de las planchas, tanto

longitudinales como transversales, así como de los refuerzos longitudinales.

- Peso cuaderna. Será el formado por el peso de los refuerzos transversales en cada

sección.


De este modo, en cada zona se tendrá en cuenta el peso del acero continuo junto con el peso

de cada cuaderna. El número de cuadernas en cada zona será:

𝑛𝑐𝑢𝑎𝑑𝑒𝑟𝑛𝑎𝑠 =𝑐𝑐

𝑑

Siendo,

𝑛𝑐𝑢𝑒𝑎𝑑𝑒𝑟𝑛𝑎𝑠, número de cuadernas por zona.

𝑐𝑐, clara de cuadernas o espacio entre cuadernas. Se define para el conjunto de la plataforma,

siendo, 𝑐𝑐 = 0.5 𝑚.

𝑑, extensión longitudinal de la zona (m).

Así, el peso estructural en cada zona longitudinal será el compuesto por el peso de acero

continuo, añadido al peso del número de cuadernas en cada caso. Además, se ha de tener en

cuenta el peso de otros miembros estructurales que no se han tenido en cuenta durante el

proceso de escantillonado de la cuaderna maestra, ya que estos no forman parte de dicha

sección, pero si del peso estructural de la plataforma. Estos componentes estructurales son los

siguientes:

- Dos mamparos transversales, uno en la sección media de cada pontón, de acuerdo a lo

definido en el “Capítulo 4. Estabilidad” en la sección de “Estabilidad en averías y

compartimentado”.

- Planchas de fondo de popa y proa, que completan la caja estructural de las cubiertas.

Los resultados obtenidos se pueden observar en las siguientes tablas:

Peso (Kg)

Momento estático (Kg*m)

Mamparos transversales (2) 29029,3 124825,99

Plancha fondo popa 1 22348,95 728575,77

Plancha fondo popa 2 13753,2 489613,92

Plancha fondo proa 1 22348,95 728575,77

Plancha fondo proa 2 13753,2 489613,92

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

adicionales.


Zona popa cubiertas

Zona pique de popa

Zona columnas popa

Zona central popa

Total (Tn) y

(Tn*m)

en cuaderna (Kg)

0,00 829,71 2299,21 829,71

en cuaderna (Kg*m)

0,00 3772,52 31215,37 3772,52

acero continuo (Kg/m)

8555,36 21594,69 31753,28 21594,69

acero continuo

((Kg/m)*m) 292795,47 340163,23 505259,21 340163,23

d (m) 4,00 8,60 17,00 17,40

n_cc 0,00 18,00 34,00 35,00

(Kg) 34221,45 200649,05 617978,92 404787,34 5160,81

(Kg*m) 1171181,86 2993309,07 9650729,22 6050878,26 82150,43 Tabla 36. Peso (Kg) y momento estático (Kg*m) con respecto a la línea base (z=0), por zonas longitudinales y global

de la plataforma.

Como se puede observar en la tabla anterior:

𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 = 5160.809 (𝑇𝑛)

Además, si se divide dicho valor entre el momento estático del conjunto de la plataforma con

respecto a la línea base se obtiene:

𝐾𝐺 = 15.918 (𝑚)

Esta será la altura del centro de gravedad del peso estructural de la plataforma. En cuanto a la

posición transversal y longitudinal del centro de gravedad del peso estructural, se considera

que se encuentra en crujía y la sección media respectivamente, ya que como se ha definido, la

estructura de la plataforma será simétrica con respecto al plano transversal en la sección

media y con respecto al plano longitudinal en crujía. Es decir, la posición del centro de

gravedad de la estructura será:

(𝑐. 𝑑. 𝑔)𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = (0, 0 , 15.918)

Como se puede observar, el peso estructural difiere del peso estructural estimado en primera

instancia en el “Capítulo 3. Dimensionamiento”.

𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 8145 (𝑇𝑛)

Por lo tanto, la diferencia entre ambos valores obtenidos es la siguiente:

𝑒𝑟𝑟𝑜𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡 =(𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡 𝑖 − 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡 𝑓)

𝑃𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑖∙ 100 = 36.638 %

No obstante, el resultado obtenido se considera aceptable.


Estimación de la posición del centro de gravedad y radios de giro Una vez se ha obtenido el peso estructural y la situación del centro de gravedad de este, es

posible, junto con datos anteriores, obtener la posición del centro de gravedad global de la

plataforma, así como el valor de sus radios de giro, necesario en procesos posteriores. Este

proceso será realizado para la situación de carga”Operación” ya que como se ha vio en el

anterior capítulo “Capitulo 4. Estabilidad”, es la situación en la que el desplazamiento, y el

calado, de la plataforma es mayor. En este sentido, se sustituye en el cálculo de estabilidad

inicial en operación, los pesos correspondientes a la estructura, que fueron estimados

inicialmente, por el peso y posición del centro de gravedad de la estructura final.

Este proceso permitirá obtener el desplazamiento y centro de masas de la plataforma de una

forma más precisa, siguiendo el proceso de diseño en espiral.

Una vez introducidos dichos cambios, la posición del centro de gravedad en la condición de

operación es la siguiente:

(𝑐. 𝑑. 𝑔)𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = (0.00195 , −0.14036, 11.236 )

Los radios de giro de la plataforma en esta condición, que serán utilizados en procesos

posteriores del diseño, se estiman por medio de las siguientes expresiones:

𝑅𝑥𝑥 = √𝐼𝑥∆ = √

(𝑧𝑔2 + 𝑦𝑔

2)∆

∆= √𝑧𝑔

2 + 𝑦𝑔2 (𝑚)

(5.16)

𝑅𝑦𝑦 = √𝑥𝑔2 + 𝑧𝑔

2 (𝑚) (5.17)

𝑅𝑧𝑧 = √2 ∙ 𝑑2 (𝑚) (5.16)

Siendo 𝑑, la distancia que separa el eje longitudinal de cada pontón de la línea de crujía (m).

Introduciendo en las expresiones (5.16), (5.17) y (5.18) la posición del centro de gravedad

global de la plataforma en la condición de operación, se obtienen los siguientes radios de giro:

Rxx 11,237

Ryy 11,236

Rzz 25,809

Tabla 37. Radios de giro en condición de operación.

Finalmente, se debe verificar que se siguen cumpliendo los requisitos de estabilidad de la

plataforma una vez realizados los cambios. Los resultados de estabilidad inicial obtenidos son

los siguientes:


Resultados

KG (m) 11,24

KB (m) 4,33

AirGap (m) 22,38

Tc (m) 0,12

T (m) 8,72

GM 9,21

Δ (Tn) 24482,57

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

Si se comparan los valores en la tabla anterior con respecto a los de la Tabla (19), se puede

observar que el desplazamiento, así como el calado de la plataforma, han disminuido. Este

efecto se debe a la disminución del peso estructural con respecto al estimado inicialmente. Sin

embargo, se puede observar que la altura metacéntrica obtenida es mayor. Por este motivo, y

debido a las altas reservas de estabilidad obtenidas en el capítulo anterior para esta condición,

se asume que la nueva condición cumple con los requisitos de estabilidad establecidos por la

Sociedad de Clasificación DNV-GL.


Capítulo 6. Sistema de fondeo

En el presente capítulo será descrito, diseñado y seleccionado el sistema de fondeo utilizado,

que permitirá mantener a la plataforma situada en una posición, frente a las fuerzas

ambientales actuantes. En primer lugar, serán descritos los tipos de sistemas de

posicionamiento utilizados en plataformas de tipo semi-sumergible. A continuación, será

realizado el diseño de estos equipos para la plataforma objetivo, los cuales serán diseñados

capaces de resistir las adversas condiciones ambientales que caracterizan al Mar del Norte. Tal

y como será descrito en este capítulo, el método de sistema de posicionamiento elegido es el

sistema por catenaria, descrito más adelante. Este diseño será llevado a cabo mediante la

combinación de dos métodos. En primer lugar, se llevará a cabo una primera estimación de

sistema de fondeo por medio del método de la “Catenaria inelástica”, estudio realizado en el

dominio del tiempo. Utilizando como datos los resultados obtenido de este primer método, se

llevará a cabo el estudio de la línea catenaria mediante el “Proceso de cálculo cuasi-estático”

establecido en la Sociedad de Clasificación DNV-GL. Este proceso de cálculo se lleva a cabo en

el dominio de la frecuencia, y proporciona resultados más fiables, teniendo en cuenta posibles

efectos de segundo orden, los cuales pueden llegar a ser relevantes en un sistema de fondeo

por cadenas.

Sistemas de fondeo Es esencial que una plataforma oceánica flotante tenga un sistema de posicionamiento

adecuado. Un sistema de fondeo consiste en una serie de líneas colgadas libremente que

conectan a la superficie de la plataforma con las anclas, o pilotes, instalados en el lecho

marino, a una cierta distancia de la plataforma. Las líneas de fondeo normalmente se

encuentran dispuestas de una forma simétrica alrededor de la plataforma.

Los sistemas de cadena de catenaria y cuerda de alambre han sido los utilizados

tradicionalmente en los sistemas de fondeo de plataformas flotantes. Cada una de las líneas

compone una forma en catenaria, dependiendo del aumento o disminución de la tensión en la

línea conforme esta se despega o se asienta en el lecho oceánico, con el fin de producir las

fuerzas de restauración que actúan en la plataforma. De este modo, la distribución de líneas

de fondeo genera una fuerza de restauración no linear que cumple la función de

posicionamiento de la plataforma. Normalmente la rigidez equivalente de restauración

generada por las líneas de fondeo es muy pequeña para influir en las frecuencias naturales de

movimiento de la plataforma de una manera significativa. Sin embargo, se pueden producir

efectos importantes debido a fuerzas de baja frecuencia llegando a causar altos picos de

tensión en la línea de fondeo. Estos son efectos debidos a fuerzas de segundo orden. Los

requisitos de operación de plataformas oceánicas son cada vez de mayores profundidades, de

este modo, el peso de las líneas de catenaria suspendidas puede suponer un problema. En

particular, las cadenas tradicionales de acero cada vez resultan menos atractivas para mayores

profundidades. Los recientes avances en cuerdas de fibra sintética ofrecen una alternativa al

sistema tradicional de catenaria, más adecuado para aguas de gran profundidad. Sin embargo,

hasta la fecha, aún se tiene poca experiencia de este tipo de sistema en plataformas offshore

en comparación con los sistemas de catenaria tradicionales. En la siguiente figura se puede


observar una distribución típica de líneas de fondeo empleadas en una plataforma semi-

sumergible.

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

El diseño de un sistema de posicionamiento debe de ser un equilibrio entre ser lo

suficientemente ligero para evitar fuerzas excesivas en la plataforma, y que sea lo

suficientemente resistente, de modo que se eviten situaciones adversas, como el daño a los

risers de producción y perforación, debido a movimientos excesivos de la plataforma. Esto es

relativamente fácil de conseguir para emplazamientos en profundidades moderadas, sin

embargo, aumenta su dificultad conforme aumenta la profundidad. En el pasado, la mayoría

de las plataformas y buques offshore, empleaban un sistema de fondeo pasivo. En cambio,

recientemente se están empleando combinaciones de sistemas de fondeo pasivo, como

catenarias, junto con sistemas de propulsores de posicionamiento dinámico. Este sistema

ayuda a reducir las cargas en las líneas de fondeo, actuando cuando es necesario.

Tradicionalmente, las plataformas y buques monocasco han sido fondeadas con un sistema

distribuido de líneas de fondeo alrededor de la plataforma o del casco del buque. En algunas

situaciones, este sistema puede derivar en grandes cargas en las líneas de fondeo debido a los

movimientos de la plataforma o buque causados por las fuerzas ambientales. Con el fin de dar

solución a este problema, se han desarrollado sistemas de fondeo de punto único (single point

moorings, SPM), en el cual todas las líneas de fondeo están situadas en un punto único del

buque, que se encuentra en la línea central longitudinal del buque. De este modo, el buque es

libre de girar alrededor de este punto, reduciendo en gran medida las fuerzas ambientales

sobre las líneas de fondeo. A pesar de que el sistema SPM posee muy buenas características,

este sistema implica un número de componentes complejos que suponen un número de

limitaciones. Recientemente, se han desarrollado sistemas de fondeo con torreta para buques

monocasco de producción y almacenamiento (FPSO) (Figura 72) Estos sistemas se consideran


más económicos y fiables que los sistemas tipo SPM, y por ello su uso es muy común hoy en

día. La torreta puede ser bien interna o externa. Una torreta interna normalmente se localiza

en la zona más extrema de proa del buque, aunque también existen buques en los que la

torreta se encuentra cerca de la sección media. Las líneas de fondeo conectan a la torreta con

el lecho marino.

Con el fin de reducir aún más las cargas ambientales en las líneas de fondeo en condiciones

extremas, se han desarrollado sistemas de fondeo con torreta con la posibilidad de

desconexión. Este sistema está diseñado para mantener a la plataforma o buque en su

emplazamiento durante condiciones ambientales menos severas, siendo desconectadas

cuando las condiciones ambientales se vuelven severas, tal y como, tormentas o tifones. En la

siguiente figura se pueden apreciar ambos tipos de sistema de fondeo con torreta, con y sin

capacidad de desconexión.

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

En general, los requisitos que debe cumplir un sistema de posicionamiento de una plataforma

o buque son los siguientes:

• Limitación de movimiento.

• Vida útil antes de sustitución.

• Capacidad de instalación.

• Capacidad de posicionamiento.

Estos requisitos se determinan en función de cada plataforma o buque en cuestión. De forma

general, son más restrictivos para aquellos buques diseñados para permanecer de una forma

permanente en una localización concreta durante su vida operacional, que para aquellos

diseñados para operar en distintas zonas durante su vida útil [1].


Como se ha mencionado al comienzo de este capítulo, la plataforma objetivo empleará un

sistema de posicionamiento pasivo por catenaria, como se ilustra en la figura anterior (Figura

71). Los principales componentes de los sistemas pasivos consisten en:

Cadenas, cabos o combinación de ambos. Estos elementos confieren resistencia y rigidez a los

sistemas de fondeo. Existen dos tipos de eslabones usados, son los eslabones con concrete o

sin él. Por otra parte, los cabos habitualmente están formados por un entrelazado de fibras

con muy diversas configuraciones. El material de la línea de fondeo depende de la profundidad

de la instalación de la unidad. Existen tres tipos de materiales empleados principalmente para

el sistema de fondeo en plataformas offshore:

• Cadena de acero. El uso de cadenas es ideal cuando se necesitan grandes resistencias

o se prevea una abrasión excesiva de la línea. Las características físicas de las cadenas

quedan definidas por el diámetro de la misma de acuerdo con los reglamentos de las

Sociedades de Clasificación.

• Cables de acero. El peso del cable de acero es inferior respecto a la cadena, para la

misma carga de rotura y una elasticidad mayor. Sin embargo, los cables son más

propensos a sufrir más daños y le afecta más la corrosión que a las cadenas.

• Fibras sintéticas. A medida que se necesita operar a profundidades mayores, se

requiere de materiales más ligeros que el acero. La incorporación de fibras sintéticas a

las líneas de fondeo aporta determinadas ventajas como son la flexibilidad, menor

peso y absorción de movimientos sin soportar excesivas tensiones.

Anclas. Elementos metálicos que permiten mantener el extremo de la cadena o cabo de los

sistemas de fondeo afianzados al fondo oceánico, evitando la deriva (drift) de la plataforma

oceánica. Pueden diferenciarse dos tipologías de anclas, las que se apoyan sobre su propio

peso o las de succión. En el primer tipo se encuentran las anclas convencionales de arrastre

hincadas en el fondo marino. Esta tipología está diseñada para trabajar frente a las fuerzas

horizontales, por consiguiente, requieren que una parte de la línea de fondeo a continuación

del ancla esté situada sobre el fondo marino. Su capacidad de agarre se produce

fundamentalmente por la resistencia del fondo oceánico frente a las acciones de la cadena. Po

otro lado, las anclas de succión resultan similares a las anteriores, pero con un mayor

diámetro. Esta tipología de anclas se hinca en el fondo marino mediante una bomba de

succión que realiza el vacío en su interior, creando una diferencia de presiones que la clava en

el fondo marino.

Conectores. Elementos que permiten la unión entre largos de cadena o entre diferentes

elementos de la línea de fondeo. Entre los conectores pueden encontrarse diversas tipologías:

argollas, de tipo kenter, de tipo “pera”, de tipo “C” o de tipo giratorio.

Guiacabos o pasacabos. Elementos que permiten el guiado de los cables cabos o cadenas a

través del casco hasta los cabrestantes de amarre de los cabos, cables o cadenas.

Molinetes. Es una máquina que se emplea para arriar e izar las cadenas de las anclas en la leva

de las anclas. Los molinetes disponen de unas ruedas dobles situadas normalmente en

posición vertical en el sentido de proa a popa denominadas “barbotones” en las que hay unas


concavidades en las que se engranan las cadenas de las anclas. También disponen en sus

extremos de unos tambores denominados “cabirones” que se emplean para virar las amarras.

Ecuaciones de “Catenaria inelástica” En el presente apartado se llevará a cabo una primera estimación del sistema de fondeo de

catenaria necesario para el posicionamiento de la plataforma, según el método de “Catenaria

inelástica”. Los resultados obtenidos de este proceso proporcionarán los datos de inicio del

proceso de dimensionamiento del sistema de fondeo establecido por la Sociedad de

Clasificación DNV-GL, que será realizado más adelante.

El comportamiento descrito en las ecuaciones de la catenaria inelástica se puede utilizar para

estimar las tensiones y forma de una línea de la catenaria que compone el sistema de fondeo.

Las ecuaciones son deducidas de la línea de catenaria con la forma que muestra la figura

(Figura 73). En este desarrollo de ecuaciones, se ha supuesto que la línea del fondo marino es

horizontal y se han despreciado posibles efectos de la rigidez a flexión de la línea. También se

deben ignorar los efectos dinámicos en esta etapa del diseño.

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

En la figura anterior se pueden distinguir los siguientes parámetros que definen la línea de

fondeo:

𝑃𝐹 o punto final. Punto de conexión de la línea de fondeo con la plataforma.

𝑃𝐶 o punto de contacto. Punto de conexión de la línea de fondeo con el fondo marino.

𝑃𝐼 o punto de inicio. Punto de conexión de la línea de fondeo con el sistema de anclaje al

fondo marino (ancla).


𝑙𝑠𝑢𝑠 , tramo de la línea de fondeo en suspensión entre el punto final de conexión con la

plataforma y el punto de contacto con el fondo marino (m).

ℎ, profundidad del fondo marino en la zona de operación (m).

𝜙 (𝑠), ángulo de inclinación de la línea de fondeo con respecto al plano horizontal.

𝑠, longitud de la línea de fondeo suspendida (m).

𝑙, proyección horizontal de la línea de fondeo suspendida (m).

𝑑, parte de la línea de fondeo que yace sobre el fondo oceánico (m).

𝑙𝑝𝑟𝑜𝑦, proyección horizontal de la línea de fondeo (m).

En la figura (74) se presenta de forma esquemática un elemento diferencial de la línea de

fondeo. El término 𝑤 representa el peso constante por unidad de longitud de la línea de

fondeo, 𝑇, el valor de la tensión en la línea, 𝐴, el área de la sección transversal de la línea de

fondeo y 𝐸 su módulo elástico. Las principales fuerzas hidrodinámicas por unidad de longitud

que actúan en el elemento vienen representadas por los términos 𝐷 𝑦 𝐹.

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

Realizando un equilibrio entre las fuerzas longitudinales, sentido de F, y transversales, sentido

de D, actuantes sobre la línea, se establecen las siguientes ecuaciones básicas que modelan la

línea o cable de fondeo, y que se conocen por ecuaciones de catenaria.

𝑑𝑇 − 𝜌𝑔𝐴𝑑𝑧 = [𝑤 𝑠𝑒𝑛 𝜙 − 𝐹 (𝑇

𝐸𝐴 ) ] 𝑑𝑠

𝑇𝑑𝜙 − 𝜌𝑔𝐴𝑧𝑑𝜙 = [𝑤𝑐𝑜𝑠𝜙 + 𝐷 (1 + 𝑇

𝐸𝐴)] 𝑑𝑠

(6.1)

(6.2)


Si se desprecian los efectos dinámicos producidos por los términos 𝐹 𝑦 𝐷 se puede obtener

una simplificación de los términos anteriores. Sin embargo, hay que tener en cuenta que estos

efectos pueden ser significativos cuando el peso por unidad de línea es elevado o en grandes

profundidades. Con estas suposiciones se puede obtener el valor de la línea de fondeo

suspendida 𝑠, así como su dimensión vertical ℎ:

𝑠 = (𝑇𝐻𝑤) sinh (

𝑤𝑥

𝑇𝐻)

ℎ = (𝑇𝐻𝑤) [cosh (

𝑤𝑥

𝑇𝐻− 1)]

(6.3)

(6.4)

Donde 𝑇𝐻es la tensión horizontal de la línea.

Se puede expresar la longitud de la línea catenaria suspendida 𝑙𝑠𝑢𝑠, en función de la

profundidad h, combinando las ecuaciones anteriores.

𝑙𝑠𝑢𝑠 = √ℎ (ℎ + 2𝑇𝐻𝑤) (6.5)

Y relacionando esta expresión con las ecuaciones (6.3) y (6.4) se puede obtener la siguiente

expresión:

𝑇𝐻𝑤sinh (

𝑤

𝑇𝐻𝑙) = √ℎ (ℎ + 2

𝑇𝐻𝑤)

(6.6)

Que relaciona la tensión horizontal 𝑇𝐻, el peso propio de la línea y la profundidad.

De este modo, y observando la figura (73), se pueden deducir los siguientes parámetros. El

valor de la longitud total de la línea de fondeo será:

𝑙𝑡 = 𝑙𝑠𝑢𝑠 + 𝑑 (6.7)

Además, la proyección horizontal de la línea de fondeo es,

𝑙𝑝𝑟𝑜𝑦 = 𝑑 + 𝑙 (6.8)

Por lo general, la proyección horizontal es conocida, pues depende de la posición inicial y final

de la línea de fondeo, sin embargo, la proyección de la línea suspendida es desconocida.

Proceso de cálculo cuasi-estático De acuerdo con la Sociedad de Clasificación DNV-GL en la normativa DNV-OS-E301 [27], en el

proceso de dimensionamiento de una línea de fondeo es preciso conocer el máximo

desplazamiento de instalación debido a cargas exteriores que dará, por tanto, las máximas


tensiones en la línea de fondeo. El máximo desplazamiento considerado en la normativa es el

máximo de los siguientes:

• Suma del desplazamiento medio (𝑋𝑚), desplazamiento significativo de primer orden

(𝑋𝑠𝑖𝑔1 ) y desplazamiento máximo de segundo orden (𝑋𝑀𝐴𝑋

2 ).

𝑋𝑀𝐴𝑋1 = 𝑋𝑚 + 𝑋𝑠𝑖𝑔1 + 𝑋𝑀𝐴𝑋

2 (6.9)

• Suma del desplazamiento medio (𝑋𝑚), desplazamiento máximo de primer orden

(𝑋𝑀𝐴𝑋1 ) y desplazamiento significativo de segundo orden (𝑋𝑠𝑖𝑔

2 ).

𝑋𝑀𝐴𝑋2 = 𝑋𝑚 + 𝑋𝑀𝐴𝑋1 + 𝑋𝑠𝑖𝑔

2 (6.10)

El desplazamiento medio, se obtiene a partir de la deriva producida por la fuerza de las olas,

corrientes y viento. El desplazamiento de primer orden se obtiene de respuesta de la unidad

en un determinado estado de mar, en este caso se estudiará el modo de avance (Surge). El

movimiento de segundo orden solo puede ser hallado mediante estudios experimentales o

procedimientos numéricos complejos ya que depende de la rigidez del sistema adoptado.

Por lo tanto, las tensiones en las líneas según el procedimiento cuasi-estático se obtienen de la

siguiente manera:

Paso 1

Se escoge un valor inicial de las líneas de fondeo y número de líneas. Los valores seleccionados

inicialmente son la longitud total de la línea (𝑙𝑡), la profundidad del lecho oceánico (ℎ), esta

queda definida en las especificaciones del proyecto, que será de 500 metros. Finalmente, se

elige un peso por metro de la línea de cadena (𝑤).Definidos estos valores iniciales, y

realizando un proceso de iteración en la expresión (6.6), se obtiene el valor de la tensión

inicial, o pretensión, de la línea de la cadena 𝑇0. Despejando de la expresión (6.3) el valor del

desplazamiento horizontal 𝑋, y con los valores ya obtenido, se obtiene el valor del

desplazamiento horizontal inicial de la plataforma 𝑋0.

Paso 2

Seguidamente, se determina la posición de la unidad que equilibra la resultante de las fuerzas

de viento, corrientes y olas. Las cargas del viento son determinadas mediante la siguiente

expresión, según la normativa API [28], apéndice C, sección C.4.2.1:

𝐹𝑣 = 𝐶𝑤∑(𝐶ℎ𝐶𝑠𝐴)𝑈𝑣2 (𝑁) (6.11)

Siendo 𝐶𝑤 un coeficiente que se toma 0.615 (𝑁𝑠2

𝑚4 ). 𝐶ℎ es un coeficiente de altura y 𝐶𝑠 es un

coeficiente de forma. 𝐴 es el área proyectada de cada superficie expuesta al viento y 𝑈𝑣 es la

velocidad del viento. Según la normativa DNV-OS-E301 en la sección 2.3.4, en el Mar del Norte

(Troll field), la velocidad del viento será de:


𝑈𝑣 = 40.5 (𝑚

𝑠)

Las cargas de las corrientes pueden ser estimadas según la normativa API, en [28], apéndice C,

sección C.2.2:

𝐹𝑐 = 𝐶𝑆𝑚𝑈𝑐2 (𝑁) (6.12)

Donde 𝐶 es un coeficiente que toma el valor de 72.37 para mares de proa, 𝑆𝑚 es la superficie

mojada y 𝑈𝑐 es la velocidad de la corriente. Según la normativa DNV-OS-E301 en la sección

2.3.4, en el Mar del Norte (Troll field), la velocidad de la corriente será de:

𝑈𝑐 = 1.5 (𝑚

𝑠)

Las fuerzas del oleaje se pueden estimar según esta normativa como:

𝐹𝑑 =3

2𝜋 𝜌𝑘𝐶𝑑𝐷𝐴

3 (𝑁) (6.13)

Siendo 𝑘el número de onda, 𝐶𝑑 el coeficiente de arrastre, 𝐷 el diámetro del cilindro y 𝐴 es la

amplitud del oleaje.

El valor del número de onda 𝑘, será obtenido mediante la relación de dispersión, siendo esta:

𝜔2 = 𝑘𝑔 tanh(𝑘ℎ)

Siendo 𝜔 (𝑟𝑎𝑑

𝑠) la frecuencia de la ola, 𝑔 (

𝑚

𝑠2) la aceleración de la gravedad y ℎ (𝑚) la

profundidad.

Una vez obtenida la fuerza resultante de las fuerzas ambientales, esta será añadida a la fuerza

inicial de la línea:

𝑇1 = 𝑇0 + 𝑇𝑎𝑚𝑏 (𝑁)

Con la nueva tensión, y por medio de la expresión (6.3), se obtiene el nuevo desplazamiento

en sentido longitudinal de la plataforma, causado por las fuerzas ambientales 𝑋1. De este

modo, el desplazamiento medio de la plataforma será el causado por la diferencia entre el

desplazamiento inicial y el desplazamiento causado por las fuerzas ambientales, es decir,

𝑋𝑚 = 𝑋1 − 𝑋0 (𝑚)

Una vez llegado este punto, se debe seleccionar una línea de catenaria de acuerdo a lo

ofertado por un proveedor. Se seleccionará una línea de catenaria de acuerdo a los siguientes

parámetros:

𝜙 , diámetro de la línea catenaria (mm).

𝑤, peso por metro en seco de la línea catenaria (Kg/m).


𝐸, módulo de rigidez de la línea catenaria (N/m2)

𝑇𝑟𝑜𝑡 , tensión de rotura de la línea catenaria (N).

Obtenidos estos valores, se procede a realizar las simulaciones correspondientes, descritas a

continuación.

Paso 3

A continuación, se estudia el desplazamiento de la plataforma debido a los movimientos de

primer y segundo orden, según el estado de mar. Este estudio será realizado utilizando el

programa “SeaFEM”. Una vez introducida y definida la geometría en dicho programa, se define

el sistema de fondeo, según se explica más adelante. Este estudio se llevará a cabo para dos

estados de mar diferentes, uno en el que se considera que el mar está en calma y otro en

estado de tormenta. Ha de recordarse que el estado de mar puede representarse como un

proceso aleatorio de tipo Gaussiano. Los estados de mar pueden ser representados mediante

un modelo espectral de energía del oleaje. Un modelo espectral de energía del oleaje viene a

describir la energía contenida por el oleaje en un rango de frecuencias. Así, el oleaje es

descrito habitualmente mediante los siguientes parámetros estadísticos:

𝑇𝑝, período pico (s).

𝐻𝑠, altura de ola significativa (m).

𝜔𝑝, frecuencia pico (Hz ó Rad/s).

𝜔𝑠, frecuencia significativa (Hz ó Rad/s).

𝜎, desviación estándar

De acuerdo con la normativa, el contorno meta oceánico que define los posibles estados del

mar en el Mar de Norte. Se pueden diferenciar dos situaciones características diferentes, de

las que se obtienen los parámetros que definen ambos estados de mar. De acuerdo con esto,

se llevará a cabo el estudio del sistema de fondeo en los dos estados de mar siguientes:

𝑀𝑎𝑟 𝑒𝑛 𝑐𝑎𝑙𝑚𝑎 {𝐻𝑠 = 3 𝑚 𝑇𝑝 = 4 𝑠

𝑇𝑜𝑟𝑚𝑒𝑛𝑡𝑎 {𝐻𝑠 = 15 𝑚 𝑇𝑝 = 16 𝑠

De este modo, se llevará a cabo una simulación para cada estado de mar. De cada una de esta

simulación, se obtiene el movimiento de la plataforma en avance (Surge) de 1er orden. Con

estos datos y aplicando el análisis de Fourier, se puede obtener el modelo espectral del

movimiento de la plataforma en avance. El proceso que permite obtener el espectro de

energía a través del movimiento de la plataforma es el siguiente. Por medio del análisis

espectral puede definirse la superficie del mar, como la suma de componentes individuales

que forma un estado de mar aleatorio. Para hacer una descripción del oleaje como un proceso

aleatorio, ha de considerarse como aleatorio y homogéneo, por lo que estas hipótesis


resultarán válidas, serán de aplicación en un punto dado y durante un tiempo lo

suficientemente corto.

Si se asume que se ha medido la elevación de la ola 휂(𝑥, 𝑡) en un punto localizado en un

tiempo comprendido 𝑇 entre [−𝑇

2 , +

𝑇

2 ], la superficie “compleja” del océano se puede

describir como la suma infinita de componentes individuales mediante series de Fourier para

𝑥 = 0 y 𝑇 = 𝑡, como,

휂(𝑡) =∑[𝐴𝑛 cos(𝜔𝑛𝑡 + 𝛿𝑛) + 𝐵𝑛 cos(𝜔𝑛 + 𝛿𝑛)]

∞

𝑖=1

Siendo 𝐴𝑛 y 𝐵𝑛 :

𝐴𝑛 =2

𝑇∫ 휂 (𝑡) cos(𝜔𝑡) 𝑑𝑡,

𝑇2

−𝑇2

𝐵𝑛 =2

𝑇∫ 휂 (𝑡)sin (𝜔𝑡) 𝑑𝑡,

𝑇2

−𝑇2

Puesto que 휂(𝑡) representa la fluctuación de la altura de ola alrededor del nivel de referencia,

los términos constantes de la expansión de Fourier pueden hacerse cero. Por tanto, la

variación de la superficie del océano se puede escribir como la suma de un número finito de

ondas lineales.

휂(𝑡) = ∑𝜉𝑛 cos(𝜔𝑛𝑡 + 𝛿𝑛)

∞

𝑖=1

Donde,

𝜉𝑛 = √𝐴𝑛2 + 𝐵𝑛

2

𝛿𝑛 = arctan (𝐵𝑛𝐴𝑛)

La ecuación anterior, constituye un modelo determinista para estimar un proceso aleatorio

realizado en un periodo 𝑇. La separación entre los componentes resulta constante e igual a

∆𝜔 =2𝜋

𝑇 , ya que las medias de la superficie se realizan a intervalos constantes. La propiedad

que este caso se desea obtener del oleaje es su energía. Para una ola sinusoidal la energía de la

ola es directamente proporcional al cuadrado de la amplitud de la ola. Considerando un ancho

de banda ∆𝜔, la energía asociada a un componente 𝑛 puede ser descrita como,

𝑆(𝜔) =1

2

휂𝑛2

∆𝜔

De este modo, se obtiene el espectro de energía para un rango de frecuencias, a partir de los

valores de movimiento de avance de la plataforma en función del tiempo. Según viene


expresado en [29], dado el espectro de energía de un estado de mar, los momentos de primer

y segundo orden, se pueden obtener mediante las siguientes expresiones:

𝜎 = 𝑚0 = ∫ 𝑆(𝜔) 𝑑𝜔 ∞

0

𝑚2 = ∫ 𝜔𝑛2 𝑆 (𝜔)𝑑𝜔

∞

0

(6.14)

(6.15)

Siendo,

𝜎, la desviación estándar o momento de primer orden.

𝑚2, momento de segundo orden.

Paso 4

Continuando con la normativa DNG-GL, los valores máximo y significativo de primer orden se

obtienen como:

𝑋𝑠𝑖𝑔1 = 2𝜎 (6.16)

𝑋𝑀𝐴𝑋1 = √2 ln(𝑁) 𝜎 (6.17)

Siendo,

𝑁 =𝑡𝑠

𝑇𝑎 , siendo 𝑡𝑠 la duración de la tormenta, que se suele tomar por 3 horas y el periodo

medio de corte con el eje de abscisas, calculado como 𝑇𝑎 = 2𝜋 √𝑚0

𝑚2 .

En cuanto al movimiento debido a efectos de segundo orden, se estiman de acuerdo a la

Sociedad de Clasificación API, en [28]. En la figura C.15 de dicha normativa se indican los

efectos de segundo orden para una plataforma semi-sumergible en función de la altura

significativa del estado de mar. De este modo se define el máximo desplazamiento de la

plataforma como el valor máximo del obtenido en las expresiones (6.9) y (6.10).

𝑋 = 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜(𝑋𝑀𝐴𝑋1; 𝑋𝑀𝐴𝑋2) (6.18)

Una vez se ha obtenido el valor del máximo desplazamiento horizontal de la plataforma 𝑋 es

posible obtener el valor de la tensión horizontal en la línea de catenaria debido a este

desplazamiento. Dado que en este punto se disponen de los datos necesarios, módulo de

rigidez 𝐸 y área de la sección 𝐴 de la catenaria, además de demás datos definidos

anteriormente, se utiliza la expresión de la “Catenaria elástica” con el fin de obtener la tensión

horizontal resultante:

𝑋 =𝑇ℎ𝑤sinh−1 (

𝑤𝑙

𝑇ℎ) +

𝑇ℎ𝑙

𝐸𝐴

(6.19)


Siendo,

𝑋, valor del máximo desplazamiento horizontal de la plataforma, obtenido según (6.19) (m).

𝑇ℎ tensión horizontal en la línea de catenaria (N).

𝑤, peso por metro efectivo de la línea de catenaria (N/m).

𝑙, longitud de la línea de catenaria (m).

𝐴, área de la sección transversal de la línea catenaria (m2).

𝐸, módulo de rigidez efectivo de la línea catenaria (N/m2).

Seguidamente, se obtiene el valor de la tensión vertical en la línea catenaria. Este valor

dependerá únicamente de la longitud total de la línea catenaria, así como del peso por metro

efectivo de esta:

𝑇𝑣 = 𝑙 ∙ 𝑤 (𝑁)

(6.20)

Seguidamente, el módulo de la tensión resultante en la línea catenaria será resultado de la

tensión horizontal y la vertical, mediante la siguiente expresión:

𝑇 = √𝑇ℎ2 + 𝑇𝑣

2 (6.21)

Finalmente, se debe comprobar que la línea de catenaria seleccionada cumpla con los

requisitos, es decir, que la tensión de rotura de esta sea superior a la tensión resultante, una

vez añadido un factor de seguridad. De acuerdo con la normativa DNVGL-OS-E301, en la

sección 4.2.1, se define el siguiente parámetro 𝑢 con el fin de comprobar la idoneidad de la

línea de catenaria seleccionada:

𝑢 =𝑇 ∙ 𝛾

𝑇𝑟𝑜𝑡 𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒 𝑢 ≤ 1 (6.22)

Donde 𝛾 es el factor de seguridad aplicado. Según la tabla 1 de la misma sección, dicho factor

para el criterio de diseño ULS y diseño Quasi-estatático, será 𝛾 = 1.70.

Proceso de diseño del sistema de fondeo En el presente apartado se describe el proceso de dimensionamiento que se ha llevado a cabo

para definir el sistema de fondeo de la plataforma, siguiendo los pasos definidos en el

apartado anterior. Este proceso se ha realizado para cuatro tipos de casos distintos, estos son:

• Catenaria pesada, mar en calma.

• Catenaria pesada, tormenta.

• Catenaria ligera, mar en calma.

• Catenaria ligera, tormenta.


Una vez han sido analizados los distintos casos, será seleccionado el sistema de fondeo óptimo

que permita cumplir con los requisitos marcados en la normativa, con el menor peso de

equipo posible. En primer lugar, se realiza una disposición inicial del sistema de fondeo. Esta es

de una línea de catenaria en sentido longitudinal junto con otra en sentido transversal por

cada columna, lo que hace un total de cuatro líneas de fondeo en sentido longitudinal y cuatro

en sentido transversal. En la siguiente figura se puede observar un esquema de la disposición

inicial del fondeo en la plataforma.

Figura 75. Disposición inicial del sistema de fondeo.

Paso 1

Seguidamente, se estiman los parámetros iniciales de la línea de la catenaria (𝑙, ℎ 𝑦 𝑤).

Además, con estos datos y a través de la expresión (6.6), se obtiene el valor de la tensión inicial

de la línea de fondeo 𝑇0, antes de aplicar fuerzas ambientales. Además, despejando de la

expresión (6.4) se obtiene el desplazamiento inicial de la plataforma en sentido longitudinal

𝑋0. En la siguiente tabla se pueden observar los valores obtenidos de la

𝑙1 (𝑚) ℎ (𝑚) 𝑤 (𝐾𝑔

𝑚) 𝑇𝐻(𝐾𝑁) 𝑋0 (𝑚)

Catenaria pesada

1000 500 300 3161.3 893.54

Catenaria ligera 1000 500 150 1579.1 893.38 Tabla 39. Características iniciales de las líneas de fondeo.

Paso 2

A continuación, se estima el desplazamiento que experimenta la plataforma debido a las

fuerzas ambientales. Las fuerzas ambientales serán el resultado de la combinación de las


fuerzas debido al viento, las corrientes y el oleaje, las cuales se obtienen a través de las

expresiones (6.11) (6.12) y (6.13) respectivamente. Una vez obtenida dicha fuerza, esta es

añadida a la pretensión en la línea 𝑇1, lo que permite obtener el nuevo desplazamiento de la

plataforma causado a las fuerzas ambientales 𝑋1, cuya diferencia con el desplazamiento inicial

resulta en el desplazamiento medio de la plataforma 𝑋𝑚. Los resultados obtenidos en este

paso se observan en la siguiente tabla.

F. viento

(KN) F. corriente

(KN) F. oleaje

(KN) 𝑇1

(KN) 𝑋𝑚 (𝑚)

Catenaria pesada

869.8 1794.8 68.1 5894.1 69.1

Catenaria ligera

869.8 1794.8 68.1 4311.7 88.2

Tabla 40. Características líneas catenarias tras aplicar fuerzas ambientales.

Seguidamente, deben seleccionarse ambos tipos de líneas catenarias según el catálogo

disponible de un proveedor, lo cual permita obtener características más precisas de las líneas

catenarias. En este caso, ambas líneas serán seleccionadas del catálogo de la empresa “Trillo

anclas&cadenas”. Las características de las cadenas seleccionadas son las siguientes:

Grado Φ

(mm)

Área sección (cm2)

W (kg/m)

W_efectivo (N/m)

E_efectivo (MPa)

Tensión Máxima

(KN)

Catenaria pesada

U3 117 107.5 305.8 2891.7 49320 9300

Catenaria ligera

U3 84 55.4 157.6 1490.3 50640 5160

Tabla 41. Características de las líneas catenarias seleccionadas.

Donde,

𝑊𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 (𝑁

𝑚), es el peso efectivo de la cadena por metro sumergida, es decir, restando al

peso la fuerza del empuje ejercida sobre la línea:

𝑊𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 = (𝑊 − 𝐴 ∙ 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎) ∙ 𝑔 (𝑁

𝑚)

𝐸𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 (𝑁

𝑚2), valor efectivo del módulo de Young. Dicho valor se obtiene mediante la

normativa DNV-OS-E301, sección 2.1.8, en la cual se especifica que el valor de módulo de

Young efectivo para una cadena de grado U 3, debe de ser:

𝐸𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜(𝑈3) = (5.4 − 0.0040 ∙ 𝑑) ∙ 1010 (

𝑁

𝑚2)

Una de las características más importantes de la línea de catenaria que se muestra en la tabla

anterior es su tensión máxima. Esta deberá superar a la tensión resultante ejercida sobre la

línea de la catenaria obtenida al final del proceso.


Paso 3

En este punto del diseño del sistema de fondeo, se realzan simulaciones con el fin de obtener

el desplazamiento de la plataforma debido al estado de mar. Dichas simulaciones se llevan a

cabo en el programa “SeaFEM”. Es preciso realizar una serie de pasos previos a las

simulaciones con el fin de asegurar que los resultados obtenidos son correctos y se asemejan a

la realidad. Dichos pasos previos serán llevados a cabo tanto para la línea de catenaria pesada

y ligera, sin embargo, por simplicidad se muestra solo para una de ellas.

En primer lugar, se importa el modelo de la geometría realizado en “Rhinoceros”, cortado

transversalmente a la altura del calado en la situación de operación. Según el resultado

obtenido en el capítulo anterior (Tabla 37), el calado de la plataforma en la situación de

operación es:

𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 8.720 𝑚

En la siguiente figura se puede apreciar la geometría de la plataforma en dicho calado

introducida en “SeaFEM”.

Figura 76. Introducción de la geometría de la plataforma en SeaFEM.

A continuación, se definen dos cilindros concéntricos situados en el punto central de la

geometría (0,0,0) los cuales se utilizan para definir las condiciones de contorno. Estas son

superficie libre, exterior y fondo.


Figura 77. Introducción de cilindros concéntricos para la definición de las condiciones de contorno, SeaFEM.

A continuación, debe definirse la geometría que formará el cuerpo (Body) de estudio en la

simulación. Esta geometría será la formada por la plataforma, introducida inicialmente.

Además, se deben introducir una serie de valores obtenidos en el capítulo anterior:

∆𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛= 24482.567 𝑇𝑛

𝐾𝐺 = 11.236 𝑚

𝑅𝑔𝑖𝑟𝑜 = (11.2369 0 0

0 11.23604 00 0 25.8094

)

Una vez se han introducido dichos valores, el problema queda definido a falta de introducir el

sistema de fondeo y las condiciones ambientales. Con el fin de asegurar que la geometría y el

problema se ha definido de forma correcta, se realiza una primera simulación para una ola

monocromática de altura cero.


Figura 78. Movimiento de arfada, avance y deriva de la plataforma sin fondeo y ola de amplitud = 0 m.

Como se observa en la figura anterior, ante un estado de calma y sin tener en cuenta el

sistema de fondeo, la plataforma no experimenta ningún movimiento. Por este motivo, se

puede afirmar que la plataforma se encuentra en equilibrio y el problema se ha definido

correctamente. A continuación, se introduce el sistema de fondeo. Este será de acuerdo al

definido anteriormente en la disposición inicial del sistema de fondeo, es decir, habrá un total

de ocho líneas de catenaria, dos a popa, dos a proa junto con dos a babor y dos a estribor. En

este caso se muestran los resultados obtenidos para la línea de catenaria pesada, siendo el

proceso a seguir idéntico en el caso de la línea de catenaria ligera.

Una vez definido el sistema de fondeo, se vuelve a realizar la misma simulación anterior, es

decir, introduciendo una ola monocromática de altura cero. Esto permite observar el efecto

del sistema de fondeo en el sistema.

Figura 79. Movimiento de arfada de la plataforma con fondeo.

En la figura anterior se observa como al añadir el sistema de fondeo el peso de este hace que

la plataforma se sumerja, ya que el peso del sistema de fondeo no se ha tenido en cuenta

anteriormente. Con el fin de alcanzar de nuevo el equilibrio del sistema, se añade una fuerza

vertical positiva. Esta fuerza se estima como:

𝐹 = 𝐴𝑓 ∙ 𝑑𝑡 ∙ 𝑔 ∙ 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 (𝑁)


Donde,

𝐴𝑓 , Área de flotación de la plataforma, obtenida en Rhinoceros (𝑚2).

𝑑𝑡, Diferencia de calado como resultado de añadir el peso del sistema de fondeo (𝑚).

𝑔 = 9.81 (𝑚

𝑠2).

𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 = 1025 (𝐾𝑔

𝑚3).

Figura 80. Movimiento de arfada de la plataforma tras añadir fuerza vertical de compensación.

Como se puede observar en la figura anterior, siendo 𝑑𝑡 = 0.95 𝑚 , y habiendo añadido la

fuerza vertical correspondiente, el movimiento vertical de la plataforma es prácticamente

nula. Se puede considerar que la plataforma se vuelve a encontrar en equilibrio. De este modo,

se puede afirmar que el problema se ha definido correctamente y se pueden llevar a cabo las

simulaciones necesarias, con seguridad de que los resultados obtenidos se ajusten a la

realidad. El tiempo de simulación será de 409.6 s a un intervalo de 0.1 s, con el fin de obtener

un total de 4096 valores, el cual es el máximo número de valores admisible para realizar un

análisis de Fourier en Excel.


Simulación 1. Catenaria pesada, mar en calma

Figura 81. Tensión en las líneas de catenaria, simulación 1.

Figura 82. Movimiento de avance (Surge) de la plataforma, simulación 1.

Una vez aplicado el análisis de Fourier en Excel a los valores del movimiento de avance (Surge)

de la plataforma, se obtiene el espectro de energía de dicho movimiento:


Figura 83. Espectro de energía, movimiento de avance (Surge), simulación 1.

Integrando la curva anterior mediante el método de integración aproximada de Simpson, se

obtienen los momentos de primer y segundo orden del espectro de energía, de acuerdo con

las expresiones (6.14) y (6.15).

𝑚0 = 0.020129 𝑚2

𝑚2 = 0.0011783 𝑚2

𝑠2

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40

S (w

)

w (rad/s)

Avance, catenaria pesada mar en calma


Simulación 2. Catenaria pesada, tormenta










𝑚0 = 34.2206 𝑚2

𝑚2 = 1.04024 𝑚2

𝑠2

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40

S(w

)

w (rad/s)

Avance, catenaria pesada tormenta


Simulación 3. Catenaria ligera, mar en calma

Figura 87 . Tensión en las líneas de catenaria, simulación 3.









𝑚0 = 0.0517489 𝑚2

𝑚2 = 0.00072514 𝑚2

𝑠2

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4

S (w

)

w (rad/s)

Avance, catenaria ligera mar en calma


Simulación 4. Catenaria ligera, tormenta










𝑚0 = 151.98054 𝑚2

𝑚2 = 1.573052 𝑚2

𝑠2

En la siguiente tabla se pueden observar los resultados de momentos de primer y segundo

orden obtenidos en cada simulación:

Catenaria

pesada, mar en calma

Catenaria pesada,

tormenta

Catenaria ligera, mar en calma.

Catenaria ligera, tormenta

𝑚𝑜 (𝑚2) 0,0201 34,220 0,0517 151,980

𝑚2 (𝑚2

𝑠2) 0,0011 1,0402 0,0007 1,57305

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

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4

S(w

)

w (rad /s)

Avance, catenaria ligera en tormenta


Paso 4

Una vez obtenidos los momentos de primer y segundo orden en cada uno de los casos de

estudio, se obtienen los valores máximo y significativo de alargamiento de las líneas catenarias

debido a efectos de primer orden del estado del mar. Estos valores se estiman mediante las

expresiones (6.16) y (6.17). Además, se puede aproximar el valor máximo del alargamiento

debido a efectos de segundo orden, a través de la expresión (6.18).

Finalmente, utilizando el valor máximo de alargamiento en cada caso, se obtiene el valor de la

tensión absoluta esperada en la catenaria, mediante las expresiones (6.19) (6.20) y (6.21).

Finalmente, se comprueba que el valor obtenido mediante la expresión (6.22) cumpla con el

requisito de la normativa, es decir, quede comprendido entre cero y uno. Cuanto más próximo

este este valor a uno, mayor es la posibilidad de fallo de la línea de fondeo.

Los resultados obtenidos se pueden observar en la siguiente tabla:

Catenaria

pesada, mar en calma

Catenaria pesada,

tormenta

Catenaria ligera, mar en

calma

Catenaria ligera,

tormenta

𝑇𝑎 25,96 36,037 53,078 61,759

𝑁 415,87 299,68 203,47 174,87

𝑋𝑠𝑖𝑔1 (𝑚) 0,0402 68,441 0,1034 303,96

𝑋𝑚𝑎𝑥1 (𝑚) 0,069 115,569 0,1687 488,42

𝑋 2 (𝑚) 2,662 5,069 2,6629 5,069

𝑋𝑐1 (𝑚) 71,738 142,546 90,957 397,22

𝑋𝑐2 (𝑚) 71,768 189,674 91,022 581,68

𝑋 (𝑚) 71,768 189,674 91,022 581,68

𝑇ℎ (𝐾𝑁) 1173.0 1599.8 649.1 1264.7

𝑇𝑣 (𝐾𝑁) 2891.8 2891.8 1490.3 1490.3

𝑇 (𝐾𝑁) 3120.6 3304.9 1625.6 1954.7

𝑇𝑟𝑜𝑡(𝐾𝑁) 9300 9300 5160 5160

𝑢 0,570 0,604 0,535 0,643

Tabla 43. Resultados dimensionamiento sistema de fondeo.

Con los resultados de la tabla anterior ambos tipos de catenarias cumplen con el requisito de

resistencia establecido por la normativa. Sin embargo, se puede observar que el

desplazamiento horizontal de la plataforma utilizando la línea catenaria tipo ligera en la

situación de tormenta es excesivo. Por este motivo, y por situar el diseño del lado de la

seguridad, se decide seleccionar la línea catenaria de tipo pesada.


Equipo de fondeo Una vez se ha determinado la longitud y diámetro de la línea de catenaria, es posible realizar la

selección del resto de equipos de fondeo, que acompañan y permiten operar dichas líneas de

catenaria. Además, es posible realizar una estimación del peso del equipo de fondeo una vez

seleccionado. Entre estos elementos, se encuentran los siguientes:

Línea de catenaria. De acuerdo con los resultados y concusiones del apartado anterior, se

decide seleccionar la línea de catenaria tipo “Pesada”. Este tipo de línea catenaria corresponde

al siguiente en el catálogo del fabricante “Trillo anclas & cadenas “:

Figura 93. Línea de catenaria seleccionada, “Trillo Anclas&Cadenas”.

Las características de la línea de catenaria seleccionada son las siguientes:

𝜙 = 117 𝑚𝑚

𝑇𝑟𝑜𝑡 = 9300 𝐾𝑁

𝑤 = 305.8 𝐾𝑔

𝑚

A continuación, se muestran las dimensiones de cada tipo de eslabón que conforma la línea

catenaria:

• Eslabón normal.

- 1*D = 117 mm

- 6*D = 702 mm

- 3.6*D = 421.2 mm


• Eslabón grueso.

- 1.1*D = 128.7 mm

- 6.6*D = 772.2 mm

- 3.96*D = 463.32 mm

• Eslabón final.

- 1.2*D = 140.4 mm

- 6.75*D = 789.75 mm

- 4*D = 468 mm

• Kenter.

- 1.52*D = 117.84 mm

- 1*D = 117 mm

- 4*D = 468 mm

- 6*D = 702 mm

- 4.2*D = 491.4 mm

• Grillete unión con ancla.


- 3.1*D = 362.7 mm

- 1.4*D = 163.8 mm

- 1.8*D = 210.6 mm

- 1.4*D = 163.8 mm

- 4.6*D = 538.2 mm

- 2.4*D = 280.8 mm

- 5.2*D = 608.4 mm

- 8.7*D = 1017.9 mm

- 0.9*D = 105.3 mm

• Grillete giratorio

- 4.2*D = 491.4 mm

- 1.8*D = 210.6 mm

- 1.5*D = 175.5 mm

- 5.6*D = 655.2 mm

- 2.4*D = 280.8 mm

- 1.4*D = 163.8 mm

- 4*D = 468 mm

- 12.7*D = 1485.9 mm

• Eslabón giratorio.

- 3.4*D = 397.8 mm

- 1.1*D = 128.7 mm

- 1.2*D = 140.4 mm

- 7.4*D = 865.8 mm

- 4.7*D = 549.9 mm

- 3.6*D = 421.2 mm

- 6.3*D = 737.1 mm

- 9.7*D = 1134.9 mm


Anclas. La selección del ancla por cada línea catenaria se realiza siguiendo las

recomendaciones marcadas en la normativa API en [28]. Se asume que la capacidad de agarre

del ancla deberá ser igual o superior a la tensión horizontal a la que está sometida la línea de

cadena en situación más desfavorable, es decir, en el caso de tormenta.

𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑎𝑟𝑟𝑒 ≥ 2096606 (N) = 471.337 (Kips)

Entrando con este valor en la siguiente gráfica, que se encuentra en la misma normativa API,

se puede obtener el peso mínimo requerido del ancla. Si se selecciona el ancla de tipo

“Stevin”, se obtiene:

Figura 94. Gráfica de relación entre el poder de agarre y el peso de la cadena, según API [28].

En la figura anterior, se observa que el peso mínimo del ancla es el siguiente:

𝑃𝑎𝑛𝑐𝑙𝑎(min) = 30 𝐾𝑖𝑝𝑠 = 13603.06 (𝐾𝑔)

Este tipo de ancla corresponde al siguiente en el catálogo del fabricante VRYHOF ANCHORS,

ancla tipo” Stevin Mk3”.


Figura 95. Selección de ancla, “VRYHOF ANCHORS”.

De este modo, el peso del ancla seleccionada es:

𝑃𝑎𝑛𝑐𝑙𝑎 = 15000 (𝐾𝑔)

Caja de cadenas. La plataforma dispondrá de una caja de cadenas situada en cada esquina de

las cuatro esquinas de la cubierta inferior, una por cadena cada dos líneas de fondeo, según lo

definido en “Capítulo 3. Dimensionamiento” Figura (32), haciendo un total de cuatro cajas de

cadenas en la plataforma. La forma de las cajas de cadenas sarán de forma cuadrada. Una vez

estimado el volumen necesario para alojar las cadenas, se verifica que el espacio definido

inicialmente es suficiente. Con el fin de determinar el volumen de la caja de cadenas, se debe

calcular el volumen que ocupa la cadena, el volumen que ocupa la cadena de eslabón con

concrete viene determinado por la siguiente fórmula:

𝑉 = 0.082 ∙ 𝑑2 ∙ 𝐿 ∙ 10−4 (𝑚3) (6.23 ) Donde,

𝑑, es el diámetro del redondeo del eslabón (mm).

𝐿, longitud de la cadena (m).

Se toma como base de la caja de cadenas un cuadrado de base 𝑙 (m). La altura mínima que

debe de tener la caja de cadenas es de:

ℎ =𝑉

𝑙2 (𝑚)

A esta altura se debe sumar 1,2 metros para la caída de la cadena y 0.4 metros para el

drenado. Esto hace que la altura final necesaria sea


ℎ𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = ℎ + 1.6 (𝑚)

Dimensiones caja de cadenas

definidas

𝑉 (𝑚3) 112.249

𝑙 (𝑚) 15

ℎ𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝑚) 2.098

Tabla 44. Dimensiones caja de cadenas

Como se puede observar en la tabla anterior, la altura requerida para la caja de cadenas es

menor de la altura del espacio concebida para alojarla (3 metros).

Molinetes. Se montarán ocho molinetes de tipo mono ancla en total, uno por cada línea de

catenaria, situados dos por esquina de la cubierta de fondo de la plataforma. La velocidad de

leva de las cadenas suele oscilar entre los 8 metros/minuto y 12 m/minuto. En este caso se

selecciona 8 m/min. La potencia del molinete requerida para levar la cadena y el ancla viene

definida por la siguiente expresión:

𝑃𝑚𝑜𝑙𝑖𝑛𝑒𝑡𝑒 =0.87 ∙ (𝑃𝑐 + 𝑃𝑎) ∙ 𝑉𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜

60 ∙ 75 ∙ 휂 (𝐶𝑉) (6. 24)

Donde,

𝑃𝑐 , es el peso de la línea de cadena fuera del agua (Kg).

𝑃𝑎 , peso del ancla fuera del agua (Kg).

𝑉𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜, velocidad de izado (m/min).

휂, rendimiento mecánico del molinete.

Introduciendo los valores del sistema de fondeo seleccionado en la expresión anterior, se

obtiene que la potencia del molinete debe ser:

𝑃𝑚𝑜𝑙𝑖𝑛𝑒𝑡𝑒 = 826.95 (𝐶𝑉) = 616.65 (𝐾𝑊)

Este tipo de molinete corresponde al siguiente en el catálogo del fabricante BROHL, “Chain

Anchor Mooring Winches CAMW-40”, cuyas dimensiones se pueden observar en la siguiente

figura.


Figura 96. Sistema de izado de líneas de fondeo, molinetes.

Como se puede observar en la figura anterior, no se dispone del valor del peso de este equipo,

por lo que este valor se estima en concordancia con otros equipos similares:

𝑃𝑚𝑜𝑙𝑖𝑛𝑒𝑡𝑒 ≈ 10 𝑇𝑛

Peso del sistema de fondeo Una vez seleccionada el tipo y número de líneas tanto de líneas catenarias como de anclas, es

posible calcular el peso que tendrá el sistema de fondeo, para así compararlo tanto con el

estimado inicialmente como con el desplazamiento de la plataforma. En este cálculo no se

tendrá en cuenta el peso de los sistemas de izado de las líneas de fondeo (molinetes) ya que se

considera que estos pesos pertenecen a los equipos permanentes de la plataforma. El peso del

sistema de fondeo estimado inicialmente es:

𝑃𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜𝑖 = 4 ∙ 𝐶𝑎𝑡𝑒𝑛𝑎𝑟𝑖𝑎𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 + 4 ∙ 𝑎𝑛𝑐𝑙𝑎𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 4 ∙ 135 + 4 ∙ 200 = 1340 𝑇𝑛

El desplazamiento de la plataforma en la condición de operación obtenido en el capítulo

anterior es:

∆𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛= 24482.567 𝑇𝑛

Finalmente, el peso del sistema de fondeo seleccionado es:

𝑃𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜𝑓= 8 ∙ 1000 ∙ 305.8 + 8 ∙ 15000 = 2458400 𝐾𝑔 = 2458.4 𝑇𝑛

De los valores y resultados anteriores se establecen las siguientes relaciones:


Error de estimación peso del sistema de fondeo:

𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜 =|𝑃𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜𝑓 − 𝑃𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜𝑖|

𝑃𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜𝑓 ∙ 100 = 45 (%)

Como se puede observar, se ha cometido un error considerable en la estimación inicial del

sistema de fondeo. Estas variaciones de peso serán tenidas en cuenta más adelante, cuando se

realice la estimación final del peso de la plataforma. Sin embargo, se considera que esta

diferencia no implica un cambio en el diseño de la plataforma. Relación entre el peso del

sistema de fondeo seleccionado y el desplazamiento de la plataforma:

𝑃𝑓𝑜𝑛𝑑𝑒𝑜

∆= 10(%)

Lo cual se considera un valor aceptable, de acuerdo con la relación entre el sistema de fondeo

y el desplazamiento de otros buques y plataformas.

De este modo, se puede afirmar que se ha llevado a cabo el dimensionamiento del sistema de

fondeo cumpliendo con los requisitos establecidos por la Sociedad de Clasificación DNV-GL.


Capítulo 7. Equipos y servicios En el presente capítulo serán descritos y seleccionados todos los equipos que irán alojados en

la plataforma. Los equipos serán seleccionados con el objetivo de cumplir y llevar a cabo los

requisitos y sistemas necesarios en la operación de la plataforma, descritos en el “Capítulo 2.

Requisitos y sistemas”. Ha de tenerse en cuenta que en este capítulo no serán descritos los

equipos pertenecientes al sistema de fondeo, ya que estos han sido descritos y seleccionados

en el capítulo anterior.

Equipo de perforación Los equipos instalados en una torre de perforación offshore vienen representados de forma

esquemática en la siguiente figura:

Figura 97. Equipos instalados en una torre de perforación offshore [30].

Siendo,

A- Bloque corona (crown block). Bloque estacionario montado en la parte superior de la torre

de perforación sobre el cual son fijados los cables que se unen con el bloque viajero.

B- Bloque viajero (travelling block). Un gran y pesado bloque de levantamiento usado

principalmente para soportar el peso de la cadena de perforación durante las operaciones de

perforación y para sostener la tubería de perforación insertándola dentro y fuera del agujero.

C- Gancho (hook). Sirve de unión entre el bloque viajero y el eslabón giratorio.


D- Eslabón giratorio (swivel). Eslabón con capacidad de rotación unido en sus extremos

superior al gancho y en su extremo inferior al Kelly. Sirve de unión entre el movimiento

rotacional de la cadena de perforación y el movimiento vertical del bloque viajero y el gancho.

E- Kelly. Consiste en una sección forjada larga y hueca que es atornillada en la sección superior

de la tubería de perforación. Esta movida por la mesa de rotación y proporciona a la tubería de

perforación de movimiento rotacional y líquido de perforación.

G-Suelo de la torre (derrick floor). Superficie sobre la que se llevarán a cabo las labores de

perforación y extracción de minerales.

H-Mesa de rotación (rotary table). Cuando es utilizada, la mesa de perforación consiste en una

gran fundición localizada en el centro del suelo de perforación y es utilizada para impartir

movimiento rotatorio a la cadena de perforación, siendo accionada por el Draw works por

transmisión por cadena. Contiene cojinetes removibles que permiten el paso de los

componentes de la cadena de perforación y proporciona un mecanismo de acción de la

sección cuadrada del Kelly.

En lugar de una mesa de rotación es posible encontrar otro equipo denominado “Top drive”.

Este ha sustituido a la mesa de rotación como medio de transmisión del movimiento de

rotación a la cadena de perforación. Consiste en un gran motor accionado de manera eléctrica

o hidráulica que se encuentra suspendido desde el bloque viajero y está conectado

directamente a la cadena de perforación.

O- Sistema principal de transmisión. Sistema de transmisión de energía desde los motores

diésel a los equipos de bombas, mesa rotatoria y Draw Works.

Q- Bombas. Utilizadas para bombear el líquido de perforación desde sus tanques donde están

almacenados hasta la tubería de perforación.

P- Tanques de succión y reserva. Tanques utilizados para almacenar los líquidos de perforación

o lodos utilizados en las labores de perforación. Además, succionan el líquido de perforación

de nuevo, una vez este a sido utilizado en la cadena de perforación, manteniéndose el círculo

cerrado.

N- Motores diésel. En las labores de perforación son necesarios potentes motores diesel que

proporcionen la energía suficiente para realizar las labores de perforación. En este caso la

energía suministrada será repartida entre las bombas y el Draw Works.

M- Draw works. Nombre colectivo utilizado para nombrar al centro de control de energía en el

suelo de perforación. Consiste esencialmente en un gran cabestrante motorizado bien

hidráulica o eléctricamente que proporciona la energía necesaria para operar el bloque viajero

y la mesa de rotación.

L- Línea de retorno. Conducto por el cual regresa el líquido de perforación a la superficie, una

vez a cumplido sus funciones en el interior de la cadena de perforación.

- Cribas. Seleccionan el material cortado y lo separan del fluido de perforación, para

enviarlo al vertedero.


- Desgasificadores. Remueven posibles inclusiones de gas del fluido de perforación.

- Ciclones. Remueven arenas del fluido de perforación.

1- Torre de perforación. (Drilling derrick). Estructura metálica tubular arriostrada utilizada para

dar soporte a los equipos de perforación necesarios.

2- Plataforma de hombre (Monkey board). Pequeña plataforma localizada a media altura de la

torre de perforación diseñada con el fin de que un operario puede maniobrar con las tuberías

dentro y fuera de la mesa de dedo durante un viaje. La mesa de dedo (finger board) tiene

parecido a un tablero de clavija y está dispuesto paralelamente a la plataforma de hombre. La

mesa de dedo proporciona la localización en la que la tubería de perforación se encuentra.

3- Subestructura. Estructura metálica tubular que sirve de soporte al suelo de perforación y la

torre de perforación, junto con el resto de los equipos de esta.

4- Cadena de perforación. (Ring string). La cadena de perforación es un nombre colectivo que

describe a varios componentes ensamblados utilizados en la perforación de la roca. Los

componentes principales son:

Kelly.

- Utilizado para transmitir la rotación y el peso a la broca de perforación a través de

la tubería de perforación y los collares de perforación.

- La rotación y el peso en la broca de perforación son esenciales para romper la roca

y hacer el agujero en ella.

- Fabricado en aceros de alto grado en cromo molibdeno y tratamientos térmicos.

- Tiene forma bien cuadrada o rectangular. La forma hexagonal es de mayor dureza.

- Las longitudes son bien de 12.2 metros o 16.5 metros.

- Kelly está conectada al cojinete de impulsión del Kelly (Kelly drive bushing)

- El buje de impulsión del Kelly está conectado a cojinete maestro (mater bushing )

- La mesa rotatoria transmite la rotación al cojinete maestro, este al cojinete de

impulsión del Kelly que la transmite al Kelly.

Tubería de perforación (Drill pipe)

- Tiene la función de transmitir la rotación y el líquido de perforación bajo presión a

la broca de perforación.

- Sujeto a diferentes tipos de cargas:

o Carga axial debido al peso transmitido y al suyo propio.

o Carga radial debido a la presión del agujero del pozo.

o Reversiones de estrés cíclico, debido a la flexión en las patas del perro.

- Debe poder soportar todas estas cargas.

- Fabricado como una tubería sin costuras (soldaduras) con un aumento del tamaño

del metal bien exterior, interior, o exterior e interior.

Herramientas de unión.


- Piezas pequeñas cilíndricas unidas a cada extremo de la tubería de perforación

bien por soldadura rápida o por el proceso de soldadura por inercia.

- Enroscado bien interna o externamente.

- Externamente se denomina alfiler (pin) mientras que internamente caja (box).

Collares de perforación (Drill Collars).

- Tubería gruesa utilizada para proporcionar peso a la broca de perforación y

mantener la tubería de perforación en tensión.

- La tubería de perforación tiene relativamente poca rigidez, lo que la hace

susceptible de experimentar pandeo bajo presión.

- El pandeo puede llevar al fallo.

- Este modo de fallo se elimina manteniendo el punto neutro (punto de cero

tensiones y cero compresión) por debajo de la tubería de perforación.

- Fabricado en una longitud media de 31 pies [31].

Broca de perforación (Drill bit). La parte de la cadena de perforación que en efecto se encarga

de cincelar y perforar el suelo, roca y otros materiales mientras excava es denominada broca

de perforación y es una herramienta esencial en la perforación del pozo. En los últimos años,

los avances tecnológicos han hecho a estas herramientas más eficientes, duraderas y

económicas. En los bordes de las brocas de perforación se encuentran incrustados diamantes o

carburos que lo hacen extremadamente duro. Los líquidos de perforación circulan a través de

él [32].

Figura 98. Broca de perforación (Drill bit) [32].

En la siguiente figura se puede apreciar una representación esquemática de los miembros

descritos que componen una cadena de perforación.


Figura 99. Componentes principales de la cadena de perforación (Drill String) [31].

Un aspecto esencial en las labores de perforación y producción es la disponibilidad de la

cantidad necesaria de líquido o lodo de perforación (liquid mud). Los líquidos de perforación

resultan esenciales en las siguientes labores de perforación de pozos de petróleo y gas.

• Lubricación de la broca de perforación, cojinetes, bombas y tubería de perforación.

• Limpia y refrigera la broca de perforación conforme esta se adentra en la roca.

• Elevación de los escombros a la superficie y evitar que estos vuelvan al sistema de

recirculación, mediante los separadores de escombros.

• Regular las características químicas y físicas de la mezcla que vuelve a la cadena de

perforación.

• Transportar el cemento y otros materiales a donde sean necesarios en el pozo.

• Mantener la presión y lubricar la pared del pozo para evitar derrumbes y desastres.

• Prevenir escapes incluyendo minerales muy pesados como la bentonita con el fin de

contrarrestar la presión en el pozo.

Los lodos de perforación están hechos de bentonita y otros minerales, polímeros mezclados

con agua para alcanzar la viscosidad deseada. Los lodos transportan otros componentes en los

líquidos de perforación hacia abajo en la cadena de perforación y traen de vuelta los


escombros hasta la superficie del pozo. El componente más pesado en los líquidos de

perforación es la baritina (𝐵𝑎𝑆𝑂4), un mineral muy pesado con una densidad de entre 4.3 y

4.6 𝐾𝑔/𝑙 [32]. Las labores de perforación realizas en el mar a altas profundidades son llevadas

a cabo en buques de perforación o en plataformas semi-sumergibles. El proceso de

perforación del pozo no se encuentra relativamente afectado por el tipo de estructura

utilizada, ya sea fija o móvil. Los mayores cambios ocurren en la selección del equipo utilizado

para ocupar el espacio entre el lecho oceánico y el suelo de perforación en la plataforma. Este

equipo deberá incluir un sistema de compensación del movimiento vertical o de arfada, que

deberá acomodar el movimiento relativo entre la plataforma de perforación y el lecho

oceánico [15]. Los equipos adicionales requeridos para desarrollar labores de perforación en

una estructura flotante son los siguientes:

Base guía (Guide base). El primer paso en las operaciones de perforación es la instalación de

una base guía, que es la primera pieza del equipo en ser instalada en el lecho oceánico y que

sirve de base para todos los equipos submarinos que se instalarán a continuación y como

anclaje de las cuatro líneas guía, en cable de acero, que se utiliza para la instalación de los

equipos de perforación y los encamisados del pozo desde la plataforma hasta el fondo. La base

guía tiene forma circular, octogonal o cuadrada a base de perfiles metálicos con

compartimentos para lastre sólido. La base guía se posiciona inicialmente sobre el moonpool

de la cubierta de la plataforma. Una herramienta específica para la instalación es conectada

sobre la base guía y la tubería de perforación montada sobre el top drive o mesa de rotación.

Se sumerge hasta el fondo marino donde unas picas instaladas en las esquinas se hunden en

las capas subyacentes del fondo aportando un anclaje firme. Una vez anclada la base guía, las

líneas guía se mantienen bajo una tensión prefijada con un sistema de tensión constante

montado sobre sus maquinillas instaladas bajo la cubierta de perforación. En el centro de la

base guía hay una apertura circular con una chimenea cónica proyectada por encima de esta,

que quedará instalada de forma permanente. La cabeza de perforación y todas las operaciones

subsecuentes en el pozo se conducirán a través de esta chimenea cónica [16].

Figura 100. Instalación de la base guía [16].

Equipo de prevención de escape BOP (Blow-Out Preventer). Cuando las operaciones de

perforación son realizadas desde una estructura flotante, debe ser instalado un equipo de


prevención de escapes en el lecho oceánico. Este equipo asegura que en el caso de una

situación de emergencia en la que tengan que interrumpirse las labores de perforación o la

plataforma o buque deba abandonar la zona, el pozo haya sido dejado en condiciones de

seguridad. El BOP consiste en una combinación de elementos tubulares y anulares dentro de

una estructura tubular. La estructura tubular proporciona protección durante las labores de

transporte e incorpora un elemento de localización que facilita su fijado a la base guía. El BOP

es operado de forma remota mediante conectores hidráulicos [15]. El sistema BOP-risers para

operación segura comprende los siguientes elementos:

Conector hidráulico con seguro y paquete de sello, para conectar en el cabezal del pozo.

Cuatro válvulas actuadas hidráulicamente y un obturador anular conocido como BOP stack.

LMRP, “Lower Marine Riser Package”, que comprende un conector hidráulico con seguros y

paquete de sello para conexión con el extremo superior de las válvulas del BOP, que permite la

desconexión y replegar los risers en caso de que la plataforma o buque tenga que retirarse de

la zona de operación por motivos de seguridad. Un segundo obturador anular y una junta

flexible que permite la desviación vertical con el riser de 10º completan el paquete.

Riser marino equipado con líneas auxiliares para circulación de fluidos de operación y

mantenimiento.

Junta telescópica en la superficie para absorber los movimientos de arfada de la plataforma o

buque y un compensador para mantener los risers en constante tensión, montados en la

plataforma o buque.

Desviador (Diverter). El desviador se asienta en la parte superior del riser de perforación y

proporciona un medio de control del flujo de hidrocarburos en el agujero del pozo durante las

primeras etapas de la perforación.


Figura 101. Sistema de prevención de escapes BOP [16].

El BOP Stack, LMRP, Risers y las líneas de obturación y cierre (chock and kill lines), se instalan

en una sola operación. Cuando el BOP es montado sobre el cabezal del pozo y fijado a este, se

aplica la tensión requerida a los risers y las líneas de fluidos conectadas en la plataforma o

buque. A continuación, y antes de cualquier operación de perforación se prueba la

estanqueidad del BOP montado en el cabezal [16].

Riser de perforación marino. La longitud de la tubería de acero que se extiende desde la parte

superior del BOP hasta la plataforma de perforación es conocido como riser de perforación

marino y proporciona un espacio de retorno de los lodos de perforación. El riser incorpora una

unión telescópica, de la cual la mitad superior se encuentra conectada a un sistema de

tensionado en la plataforma [15]. Los risers de perforación se pueden agrupar en dos

categorías diferentes:

Risers de perforación marina (Marine drilling risers) usados con un equipo de prevención de

escapes BOP. Tienen un gran diámetro, con un conducto principal de baja presión y tubos

externos auxiliares que incluyen líneas de alta presión para la circulación de fluidos de

perforación al fondo marino a través del BOP, al igual que las líneas de control y potencia para

el servicio del BOP. El diseño y operación de los risers de perforación marinos es compleja y

requiere de alta fiabilidad y un extenso análisis de ingeniería.


Figura 102. Riser de perforación marina [33].

Los risers de perforación fijos (Tie Back Drilling Risers). Usado con un equipo BOP en la

superficie, que conectan a este con el cabezal del pozo, tienen continuidad con el encamisado

del pozo perforado. Se instalan generalmente en plataformas fijas o muy estables. Un risers de

perforación fijo puede estar constituido por un tubo de gran diámetro y con capacidad para

soportar alta presión o un conjunto de tuberías concéntricas, que extienden el encamisado del

pozo en el fondo submarino, hasta el BOP situado en la plataforma fija. Sistema de tensionado

del riser. El bloque viajero (travelling block) se encuentra fijado al sistema de compensación

de la arfada que es similar a, si en de algún modo menos sofisticado que el empleado en

aplicar tensión al riser. En la torre de perforación, el gancho es separado del bloque viajero y

montado con un pistón activado de manera hidráulica que asegura una la aplicación de una

carga constante sobe la cadena de perforación en todo momento.

Una vez descritos los equipos necesarios para la perforación, se lleva a cabo su selección. Esta

será de acuerdo a otras plataformas disponibles en el mercado de desplazamiento y

características similares. En este caso, los equipos de perforación se seleccionan en base a los

equipos en la plataforma Heydar-Aliyev, de similar desplazamiento.

Torre de perforación. CNPC, HJJ675/52-T; 52 m altura Capacidad de carga en el gancho de

6750 KN.

Drawworks. Mhwirth, GH-4500-EG-AC-3G, 4500 hp.


Figura 103. Selección de equipos, drawwork.

Compensador bloque corona NOV, CMC-H-1000-25, 2000 Kpis

Mesa rotatoria. Mhwirth, RTSS 49 ½ -H, carga max 907 t .

Figura 104. Selección de equipo, mesa rotatoria.

Top Drive. NOV, TDS-4S, capacidad de 1100 Hp.

Figura 105. Selección de equipo, Top Drive.

Bombas de lodo. Serán seleccionadas tres bombas de lodo, bombas NOV 9-P-100 de 1000 hp

de entrada.


Figura 106. Selección de equipo, bombas de lodo.

Equipo de prevención de escapes BOP. Integrated Equipment, IE1 11” 10000 psi BOP.

Desviador. Cameron FS 21-500.

Figura 107. Selección de equipo, desviador.

Equipo de tensionado del riser. Se seleccionan cuatro equipos de tensionado del riser: Motive

Offshore 10Te WLL Tensioner.

Figura 108. Selección de equipo, sistema de tensionado del riser


Equipos de producción Los equipos utilizados en la operación de producción de petróleo y gas en una plataforma o

estructura offshore integrada, con referencia a la figura (Sistemas requeridos en la plataforma)

son los siguientes:

Cabezal de pozo (Wellhead). Es el componente en superficie o en el fondo marino de un pozo

de perforación o producción offshore que proporciona soporte estructural y contención de

presión durante las labores de perforación o producción. El cabezal de pozo está soportado

por el conductor, camisa metálica instalada en la fase de perforación cementada contra el

terreno convirtiéndose en una fundación. El cabezal de pozo también soporta la presión de las

diferentes camisas de entubado de pozo y la tubería de producción. Las cargas dinámicas de

los risers o BOP durante las fases de perforación, así como otras menores durante las fases de

intervención, workover y producción, general fatiga en el material que pueden colapsar el

control del pozo por fallo del cabezal. Las elevadas cargas que se generan en los equipos cada

vez más pesados usados en la perforación de pozos en aguas profundas exponen a los

cabezales a cargas de fatiga que las compañías y organismos reglamentarios del sector están

investigando para identificar y aplicar regulaciones para el diseño y dimensionamiento que

eviten colapsos futuros. Los cabezales en la actualidad se diseñan para presiones estándar en

aplicaciones offshore de 10.000 y 15.000 PSI [16].

Figura 109. Cabezal de pozo (Wellhead) [16].

Árboles de producción (Christmas tree). Los árboles instalados sobre los cabezales de los pozos

offshore proporcionan el primer sistema de cierre y contención de presiones de un pozo y

controla el flujo de producción o de reinyección. Un árbol para operaciones submarinas está

diseñado para el control de caudales de hidrocarburos desde el pozo a través de una colección

de válvulas y accesorios. Las válvulas se disponen de tal forma que permitan que el pozo pueda

ser penetrado externamente por accesorios o herramientas conectadas a la tubería de

perforación o cables. Algunas otras funciones de los cables incluyen la inyección de químicos,

monitorización de puntos interiores del pozo y el acceso vertical para intervención. En el

mercado actual se pueden distinguir dos tipos de árboles, horizontales y verticales.


Figura 110. Árbol submarino vertical [16].

Las principales características de este tipo de árboles son, como se encuentra en la referencia

[16]:

o Las válvulas maestras están instaladas sobre el soporte de la tubería de

producción.

o Los árboles verticales se aplican ampliamente en los pozos submarinos debido

a su flexibilidad en la instalación y operación.

o La sección de producción y anular pasa verticalmente a través del cuerpo del

árbol. Las válvulas maestras y de servicio están instaladas en vertical.

o El soporte de la tubería de producción se instala sobre el cabezal del pozo, con

lo que el árbol se puede recuperar sin tener que recuperar el tubo de

operación.

o Gran empacho y muy pesado.

o Con aplicación a pozos de gas.


Figura 111. Árbol submarino horizontal [16].

Las principales características de este tipo de árboles son:

o Las válvulas se montan en el lateral del árbol, posibilitando la intervención

simple del pozo y la recuperación de la tubería.

o Este concepto presenta ventajas para pozos que necesitan intervenciones

repetidas en su vida operativa.

o Las válvulas de servicio no se utilizan en el árbol cuando tienen instalación de

bombas sumergibles de limpieza.

o La característica clave de este concepto es que las tuberías se instalan sobre el

cuerpo del árbol y no en el cabezal del pozo.

o Coste de adquisición muy superior al árbol vertical.

o De aplicación en reservas complejas, con workovers o intervenciones

frecuentes, que requieren del remplazo de la tubería de producción. No es

habitual en pozos de gas donde se requieren intervenciones frecuentes.

Riser de producción marino. Los risers son conductos para la transferencia de materiales

fluidos, tanto desde el fondo marino hasta las instalaciones de producción o perforación, como

desde éstas hasta el fondo del lecho marino. Son tuberías diseñadas para el transporte vertical

de fluidos. Los risers transportan hidrocarburos y materiales de producción como fluidos de

inyección, fluidos de control o gas para presurización. Usualmente están instalados para bajas

temperaturas en el fondo marino. Existen diferentes tipos de risers, dependiendo de la función

a desempeñar en la etapa de producción del pozo submarino y la estructura utilizada. Los tipos

de risers susceptibles de ser utilizados en plataformas flotantes dedicadas a labores de

producción son los siguientes:

Risers metálicos de catenaria (Steel catenary risers SCR). Un riser metálico que emplea una

tubería de acero rígida con una considerable resistencia a la flexión, de forma que al

suspenderlo por un extremo se deforma, permaneciendo gran parte de su longitud opuesta

apoyada sobre el fondo submarino. Los extremos, superior y de fondo, debido a que su propio

peso supera su flotabilidad, tienen una curvatura ascendente, mientras que su segmento


intermedio, en el que se disponen elementos que aumentan su flotabilidad, tienen una

curvatura inversa. Esto hace que se presenten dos puntos de inflexión. Esta disposición

amortigua las acciones dinámicas del mar sobre los risers y absorbe los movimientos de la

plataforma [33].

Figura 112. Riser metálico de catenaria [33].

Risers tensionados en cabeza (Top Tensioned Risers). Se trata de risers completamente

verticales bajo la plataforma, usados en unidades tipo Spar y TLPs. Debido a que la mayor

parte de los movimientos de estas unidades son horizontales, aparece un desplazamiento

vertical entre el extremo superior del riser y la plataforma que puede solventarse por medio

de un compensador de movimientos instalado en extremo superior de los risers que mantiene

una tensión constante entre ellos.

Risers flexibles (Flexible Risers). Absorben movimientos verticales y horizontales, lo que los

hace ideales para unidades flotantes. Se usaron originalmente para conectar equipos de

producción a bordo con risers de producción y exportación, pero actualmente se encuentran

como una solución de aplicación general. Se construyen con sucesivas capas de materiales

metálicos y plásticos, que le proveen de flexibilidad y resistencia. Es importante tener en

cuenta que los materiales en contacto con el fluido a transportar han de tener compatibilidad

química con este a fin de evitar corrosiones y fallos de tipo mecánico [33].

Mangueras de producción (Manifold). Equipo encargado de recoger la mezcla de crudo

procedente del riser marino y dirigirlo a los distintos procesos de tratamiento que tienen lugar

en la plataforma y que preparan el petróleo y gas para su exportación a tierra.

Una vez la mezcla ha alcanzado la plataforma, se diferencian los equipos pertenecientes a dos

procesos distintos, por un lado, el proceso de producción de petróleo y por otro lado, el

proceso de producción de gas.


Equipos del proceso de producción de petróleo

Con referencia a la Figura (Proceso de producción de petróleo), se encuentran los siguientes

equipos:

Separador de crudo (Production header). La mezcla de crudo entra en una primera serie de

separadores de producción que operan a presiones cada vez más bajas. Los separadores de

producción facilitan la separación de petróleo de otros elementos asociados en la mezcla

como el gas y el agua. La eliminación de gas en la mezcla se encuentra asistida por la reducción

de la presión a la presión atmosférica o cercana a esta, la separación del petróleo del agua

depende en la interfaz entre petróleo y agua. El agua es enviada a un sistema de tratamiento

de agua y así, el petróleo está listo para su exportación. La exportación de petróleo está

referida como “crudo muerto” (petróleo estabilizado), si su proceso fue completado a presión

atmosférica o como “crudo vivo” (petróleo inestable) si su proceso fue completado a una

presión ligeramente superior a la atmosférica [15].

Figura 113. Esquema de un separador de producción de tres fases, petróleo, agua y gas [32].

Separador de pruebas (Test separator). El separador de pruebas es idéntico en todo al

separador de producción menos en tamaño, siendo el primero de menor tamaño, y lleva a

cabo la misma función.

Tratamiento del petróleo (Oil treatment). Un dispositivo coalescente que opera a la presión del

proceso y su función es la de refinado del petróleo recibido del separador de producción. El

petróleo pasa a través de unos finos filtros en los que el agua es absorbida y cae a la base de la

plataforma. Si el petróleo se encuentra libre de agua, este pasa al sistema de exportación. Si en

este se encuentra una cantidad no aceptable de agua, es dirigido a un tanque de petróleo

sucio para continuar su procesado. Normalmente, la cantidad de agua presente en el petróleo

debe de ser menor del 0.5%.

Tanque de petróleo sucio (Slop oil tank). Es simplemente un tanque de almacenamiento del

petróleo contaminado por agua. Esta alimentado por la unidad de tratamiento de petróleo. El

contenido en agua será finalmente drenado, y el contenido será bombeado de vuelta al

separador de producción, donde volverá a comenzar el proceso de procesamiento del

petróleo.


Exportación de petróleo crudo (Crude oil export). Antes de que el petróleo crudo pueda ser

exportado, será sometido a un proceso de enfriamiento, medida, inyección de gas natural

líquido (GNL) y un importante aumento de presión por medio de las bombas de descarga.

Tratamiento del agua producida (Produced water treatment). El agua producida proviene

principalmente de la mezcla proveniente de los pozos, que ha sido removida en los

separadores de producción y de otros procesos del buque. La función de sistema de

tratamiento de esta agua es la limpiarla antes de que pueda ser devuelta al mar.

Generalmente hablando, la cantidad de agua producida aumenta conforme el pozo envejece.

De este modo, las cantidades de agua pueden variar considerablemente a lo largo del tiempo.

En este proceso son utilizados hidrociclones para eliminar el petróleo del agua. Cualquier resto

de petróleo o condensados es transferido al tanque de petróleo sucio y entonces el agua

puede ser enviada de vuelta al mar [15].

Equipos del proceso de producción de gas

El principal objetivo del proceso de producción de gas es la obtención de un gas que cumpla

con el criterio de punto de rocío de las líneas de transporte submarino con el fin de asegurar

que se evitan problemas asociados a la corrosión, formación de hidruros y condensados

líquidos. Básicamente esto supone la eliminación de agua, gases naturales líquidos (GNL) e

impurezas gaseosas, tales como sulfuro de hidrógeno (𝐻2𝑆) y dióxido de carbono (𝐶𝑂2). Con

referencia a la figura (Proceso de producción de gas), se pueden encontrar los siguientes

equipos:

Lavador de entrada (Inlet scrubber). También conocido como sistema de inyección de químicos

(MEG system). El lavador de entrada está dedicado principalmente a la eliminación de líquidos

antes de que el gas entre en su primera fase de compresión. Los líquidos que han sido

eliminados pueden bien ser devueltos a la entrada del separador de baja presión, o bien ser

eliminado a través del sistema de agua producida, dependiendo del diseño de la planta.

Además, tiene la función de inhibir la formación y precipitación de hidratos en el riser.

Separador de producción. El proceso de producción de gas comienza en el separador de

producción donde la reducción de presión facilita la evaporación del gas contenido en el

petróleo crudo. Normalmente es empleado un proceso de reducción en tres fases. El gas

proveniente del separador de alta presión se envía directamente al lavador de entrada,

mientras que el gas proveniente del separador de baja presión necesita de un proceso de

enfriamiento, lavado antes de ser recombinado con el separador de alta presión.

Sistema de estabilización del condensado. El condensado que se obtiene a la salida del

separador contiene todavía contaminantes que han de ser extraídos antes de ser almacenado

o exportado a tierra. Posteriormente el condensado es trasegado a los tanques de

almacenamientos a temperatura y presión ambiente.

Compresores de gas. El proceso de producción de gas implica un número considerable de

etapas de compresión del gas, debido al hecho de que el gas asociado a la liberación de

petróleo crudo se encuentra a presiones relativamente bajas y requiere de un aumento de

presión superior a 160 bares para exportación y de 500 bares para su re-inyección,

dependiendo de la presión en el pozo.


El tamaño de los compresores y si tipo varía dependiendo de los requisitos del pozo, pero la

mayoría de las instalaciones tiende al uso de compresores de rotación movidos por motores de

gas marinos. Los motores de gas utilizan el diésel combustible producido en la propia

instalación.

Sistema de extracción de gases ácidos (AGRU). Una vez realizada la compresión, el gas es

enviado a la unidad de extracción de gases ácidos, donde se llevará a cabo la extracción de

gases ácidos como el sulfuro de hidrógeno (𝐻2𝑆) y el dióxido de carbono (𝐶𝑂2). Los gases

extraídos no pueden ser directamente quemados debido a la alta cantidad de azufre que sería

emitida al ambiente. Por esta razón el gas ácido es enviado a una unidad de recuperación del

azufre donde se recupera aproximadamente un 95% por azufre, el resto es enviado a un

incinerador para su eliminación.

Unidad de deshidratación. El flujo de salida de la AGRU tiene altas cantidades de agua disuelta,

pues ha estado en contacto directo con una disolución acuosa. Esta agua ha de ser eliminada

para evitar la formación de hielo durante la licuefacción. Además, contiene todavía impurezas

que no han sido eliminadas en la AGRU. El proceso que se lleva a cabo en la unidad de

deshidratación es el siguiente:

Una refrigeración del flujo en dos etapas. Una primera etapa de refrigeración a través del

sistema de refrigeración de agua salada y otra segunda etapa de refrigeración contra un

refrigerante de la unidad flotante.

Circulación del gas refrigerado a través de la unidad Molsieve, donde se lleva a cabo la

deshidratación por absorción. Este equipo se compone fundamentalmente por camas de

material absorbente a través de las cuales se introduce el gas reduciéndose el contenido de

agua hasta 1 ppm aproximadamente. Este proceso es regenerativo, es decir, cada una de las

camas de absorción puede recuperarse mediante un proceso inverso de inserción de gas

deshidratado.

Figura 114. Unidad de deshidratación [33].


Una vez el gas ha recibido el tratamiento adecuado y se encuentra listo para su exportación,

este puede ser enviado directamente a la tubería de exportación hacia tierra, o ser sometido a

un proceso de licuación.

Línea de exportación. La línea de exportación será por la que se transporte el gas obtenido a

tierra. Normalmente cuenta con una unidad de medida. Un punto de reinyección de los

condensados y una válvula de cierre de emergencia (ESDV) [15].

Unidad de extracción de GNL. El flujo de gas obtenido a la salida del módulo de deshidratación

es una mezcla de hidrocarburos que comprende desde el metano hasta compuestos más

pesados como el butano o el pentano. Es en este punto cuando se extraen esos componentes

más pesados, comúnmente conocido como gas natural líquido (GNL), para obtener a la salida

metano con un porcentaje de etano, que es lo que comúnmente se conoce cómo gas natural.

Unidad de licuefacción de gas natural. Es preciso que el gas natural que se obtiene a la salida

de la unidad de extracción de gas natural pase a ser licuado. El gas ha de ser comprimido,

licuado y posteriormente enfriado en un intercambiador de calor. Seguidamente será

expansionado hasta presión atmosférica. Como resultado de este proceso será obtenido gas

natural en estado líquido a una temperatura de -163ºC que será trasegado a los tanques de

carga a presión atmosférica. El gas natural se licua y enfría mediante un ciclo de refrigeración.

Los equipos principales del módulo de licuefacción son:

- Intercambiadores de calor criogénicos.

- Intercambiadores de calor del circuito de agua salada.

- Compresores del fluido refrigerante.

- Bombas de trasiego del fluido refrigerante y del agua salada de refrigeración.

- Válvulas de expansión del fluido refrigerante.

- Válvulas de expansión del gas natural.

Sin embargo, esta opción de licuar el gas natural obtenido no es ampliamente utilizada en

plataformas flotantes, mientras que si lo es en unidades FPSO o en unidades de regasificación

FNLG. En plataformas offshore flotantes es más común el transporte de gas a alta presión

mediante líneas de exportación a tierra, donde continuará su tratamiento, incluso conversión

en gas licuado.

Una vez han sido descritos los equipos necesarios para la producción, se lleva a cabo su

selección Este será de acuerdo a otras plataformas disponibles en el mercado de

desplazamiento y características similares. En este caso, los equipos de producción se

seleccionan en base a la plataforma Heydar-Aliyev, de desplazamiento similar.

Cabezal del pozo (Wellhead) Sentry Wellhead Systems. Sentry C-22 casing Head.

Figura 115. Selección de equipo, cabezal del pozo.


Árbol de producción.(Xmas tree) TSC Typical Xmas Tree.

Figura 116, Selección de equipo, Xmast Tree.

Riser de producción. NOV Rig Systems. Riser Dog type 2TM.

Figura 117. Selección de equipo, riser de producción.

Equipo mangueras de producción. (Manifold). IKM Testing AS. IDLM -01.

Figura 118. Selección de equipos, equipo mangueras de producción (Manifold).


Separador de crudo. Mi SWACO. Mud/gas Separator.

Figura 119. Selección de equipo, separador de crudo

Compresor. Kawasaki Centrifugal Compressor. RC-B Type.

Figura 120. Selección de equipos, compresor de gas.

Unidad de deshidratación. NOV TEG Regeneration and Dehydration System.

Figura 121. Selección de equipo, Unidad de deshidratación.


Una vez seleccionados los principales equipos esenciales en los sistemas de perforación del

lecho marino y producción de petróleo y gas, se deben seleccionar además otros equipos

esenciales para que se puedan desarrollar dichas labores. Estos equipos se seleccionan

utilizando como referencia los equipos instalados en la plataforma Heydar-Aliyev, de similar

desplazamiento y aplicación:

Equipos de generación de energía. La selección de los equipos de generación de energía se

lleva a cabo de acuerdo con equipos de generación de energía utilizados en plataformas

oceánicas de mismos requisitos y desplazamiento similar.

Se seleccionan cuatro motores diésel MTU 16V 4000 M63L con caja de cambios WAF 863L,

2240 KW.

Figura 122. Selección de equipo, motores diesel.

Alternadores. Se selecionan cuatro alternadores para la generación de energía eléctrica en

forma de corriente alterna , uno acoplado a cada motor diesel. El alternador seleccionado

proviene del fabricante STAMFORD, el cual fabrica alternadores para aplicaciones de la

industria offshore. El alternador seleccionado es el denominado “UCI224G Winding 311”.

Equipo de manejo de tuberías. MH wirth BRC 1000 x 11.5 LH 22-847.


Figura 123. Selección de equipo, equipo de manejo de tuberías.

Sistema de compensación del movimiento de arfada. Como se desarrolla en el siguiente

capítulo, será necesario instalar un equipo de compensación del movimiento de arfada en la

plataforma, con el fin de evitar fuerzas excesivas sobre el riser debido a las condiciones

ambientales.

Se selecciona un sistema de compensación de la arfada: NOV-CMC-H-600-25.

Grúas de cubierta. Se dispondrá de tres gruas distintas en cubierta para el manejo de objetos:

1- Palfinger DKW 1000 capacidad 60t

2- Palfinger DKW 800 capacidad 50t.

Figura 124. Selección de equipo, grúas cubierta de mayor e intermedia capacidad.

3- Palfinger PSM 3000, capacidad 12.5t

Figura 125. Selección de equipo, grúa de menor capacidad.

Helipuerto. El diseño del helipuerto situado en la cubierta será realizado teniendo en cuenta

las dimensiones del helicóptero que debe alojar. De acuerdo a lo requerido por la Sociedad de


Clasificación DNV en NORSOK Standards C-004 [34], las dimensiones de helipuerto en una

plataforma viene dada por la siguiente expresión:

𝐷𝐻 = 1.0 ∙ 𝐷 + 0.25 ∙ 𝐷 (𝑚) (7.1)

Siendo,

𝐷𝐻 , la dimensión mínima que debe tener el helipuerto (m).

𝐷, dimensión máxima del helicóptero con ambos rotores en rotación (m).

Se asume que el helicóptero que realizará aterrizajes en la plataforma con el objetivo de llevar

a cabo labores de evacuación en situaciones de emergencia será el helicóptero de salvamento

HELIMER AW-139, de la unidad de salvavento marítimo del Ministerio del Interior del Gobierno

de España. Las características técnicas de dicho helicóptero son las siguientes:

Figura 126. Vista en planta helicoptero de salvamento HELIMER.

Longitud de la cabina (m) 2.70

Ancho de la cabina (m) 2.10

Altura de la cabina (m) 1.42

Peso máximo (Kg) 6400

Tabla 45. Características técnicas helicóptero HELIMER.

De este modo, se estima que la dimensión máxima del helicóptero será 𝐷 = 6 𝑚. Así, a través

de la expresión (7.1) se define la dimensión que define el helipuerto a instalar en la

plataforma:

𝐷𝐻 = 7.5 𝑚

En la siguiente figura se puede observar una representación esquemátca del helipuerto.


Figura 127. Representación esquemática del helipuerto.

Se decide seleccionar como helipuerto el modelo “Heliflex 6000 Decking” de la empresa

Helidex Offshore. La principal ventaja del modelo de helipuerto selelcionado es que está

fabricado en aluminio, lo que implica un reducción entorno al 40-60% del peso en

comparación con otros helipuertos convencionales fabricados en acero.

En la página web del proveedor se especifica que el peso por unidad de área del helipuerto es

el siguiente:

𝑃ℎ𝑒𝑙𝑖𝑝𝑢𝑒𝑟𝑡𝑜 = 8.3 𝑃𝑜𝑢𝑛𝑑𝑠

𝑓𝑡2= 40.524

𝐾𝑔

𝑚2

Si se asume el área del helipuerto sea igual al área del círculo que circunscribe al octógono

representado en la figura anterior, el área de este es:

Á𝑟𝑒𝑎ℎ𝑒𝑙𝑖𝑝𝑢𝑒𝑟𝑡𝑜 = 𝜋 ∙ 𝐷𝐻2 = 176.715 𝑚2

De este modo, se puede aproximar el peso del helipuerto que irá instalado en la cubierta de la

plataforma del siguiente modo:

𝑃ℎ𝑒𝑙𝑖𝑝𝑢𝑒𝑟𝑡𝑜 = 40.524 (𝐾𝑔

𝑚2) ∙ 176.715 (𝑚2) = 7161.2 (𝐾𝑔) = 7.1612 (𝑇𝑛) ≈ 10 𝑇𝑛

Como se puede observar, existe una diferencia significativa con el peso del helipuerto

estimado inicialmente. Esto habrá de tenerse en cuenta en cálculos posteriores.

Finalmente, debe estimarse el peso de la suprestructura diseñada para albergar la habilitación

de la plataforma. Debido a la falta de datos, se asume que el peso de la superestructura

designada para la habilitación será el estimado inicialmente, de acuerdo con [14].

𝑃ℎ𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 100 𝑇𝑛


En la siguiente tabla se observa un resumen de los equipos seleccionados en este capítulo,

junto con la compañía proveedora, así como su desplazamiento en el caso de que se disponga

de dicho dato.

Componente Proveedor Denominación Peso (Tn)

Torre de perforación CNPC HJJ675/52-T 240

Drawworks MH wirth GH-4500-EG-AC-3G, 4500 hp 86.5

Compensador bloque corona

NOV CMC-H-1000-25, 2000 Kpis 145

Mesa rotatoria MH wirth RTSS 49 ½ -H, carga max 907 t 10.5

Top Drive NOV TDS-4S, capacidad de 1100 Hp 14.514

Bombas de lodo x 3 NOV 9-P-100 de 1000 hp de entrada 15.06 x 3=

45.18

Equipo de prevención de escapes BOP.

Integrated Equipment

IE1 11” 10000 psi BOP. 10.564

Desviador Cameron FS 21-500 10

Equipo de tensionado del riser x 4

Motive Offshore

10Te WLL Tensioner 13.5 x 4= 54

Cabezal del pozo (Wellhead)

Sentry Wellhead Systems

Sentry C-22 casing Head -

Árbol de producción. (Xmas tree)

TSC TSC Typical Xmas Tree -

Riser de producción. NOV Riser Dog type 2TM -

Equipo mangueras de producción. (Manifold)

IKM Testing AS IKM Testing AS. IDLM -01 10.185

Separador de crudo Mi SWACO Mud/gas Separator 2.926

Compresor Kawasaki Centrifugal Compressor. RC-B

Type 16

Unidad de deshidratación.

NOV TEG Regeneration and Dehydration System

-

Equipos de generación de energía x 4

MTU MTU 16V 4000 M63L con caja de cambios WAF 863L, 2240

KW.

12.375 x 4= 49.5

Alternador x 4 STAMFORD UCI224G Winding 311 0.420 x 4=

1.68

Equipo de manejo de tuberías.

MH wirth BRC 1000 x 11.5 LH 22-847. 17

Sistema de compensación de la arfada

NOV

CMC-H-600-25 120

Grúa mayor capacidad Palfinger DKW 1000 capacidad 60t

50


Grúa capacidad intermedia

Palfinger

DKW 800 capacidad 50t. 40

Grúa menor capacidad Palfinger PSM 3000, capacidad 12.5t

24.8

Helipuerto Helidex

Offshore Heliflex 6000 Decking 10

Habilitación - - 100

Helicóptero - HELIMER 6.4

Linea de fondeo x8 Trillo anclas &

cadenas Grado U3

𝜙 = 117 𝑚𝑚

0.3058 x 1000 x8 =

2446.4

Anclas x8 VRYHOF

ANCHORS Stevin Mk3 15 x8= 120

Molinete x 8 BROHL Chain Anchor Mooring Winches

CAMW-40 10 x8= 80

Tabla 46. Lista de equipos seleccionados en la plataforma.

De este modo, el peso final de los equipos que debe llevar alojados la plataforma es el

siguiente:

𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 = 3711.649 𝑇𝑛

A este valor obtenido, es preciso añadir un margen de error debido a otros equipos que irán

incorporados en la plataforma y que no han sido listdo (tuberías, cableado, sistema contra-

incendios, sistemas de refigeración, etc). El margen de error a añadir se considera del 25%.

𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑓 = 𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 + 0.25 ∙ 𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 = 4639.56 𝑇𝑛

Si se compara este resultado con el peso de equipos inicialmente estimado en el “Capítulo 3.

Dimensonamiento” se advierte de lo siguiente:

𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠𝑖 = 3717.925 𝑇𝑛

De este modo, el error cometido entre la primera estimación y el peso del equipo instlado en

la plataforma finalmente es el siguiente:

𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 =|𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑓 − 𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑖|

𝑃𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑓∙ 100 = 19.86 (%)

Comprobación de estabilidad inicial Dado que en esta fase del diseño se han seleccionado los pesos definitivos de la plataforma,

que inicialmente fueron estimados, se puede obtener las características hidrostáticas de la

plataforma en la situación de operación, con el fin de verificar que se cumplen los requisitos de

estabilidad.

En la condición de operación, la plataforma se encuentra en la situacuación siguiente:


Resultados

KG (m) 11,39

KB (m) 4,31

AirGap (m) 22,46

Tc (m) 0,04

T (m) 8,64

GM 9,10

Δ (Tn) 24382,88

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

Si se comparan estos resultados con los obtenidos al final del proceso de diseño estructural

(Tabla 37), se advierte de que ambos resultados son muy similares. Por este motivo se

considera que la selección de equipos ha sido la correcta.


Capítulo 8. Estudio dinámico

En el presente capítulo se llevará a cabo un estudio de los distintos movimientos de la

plataforma. En particular, se realizará un estudio de aquellos movimientos que se consideran

más importantes con el objetivo de que la plataforma mantenga las condiciones necesarias

para llevar a cabo sus labores de operación. Como se verá más adelante, estos movimientos

son los de arfada y balance. Se realizará, para cada uno de estos movimientos, un estudio del

operador de amplitud de respuesta (RAO) seguido de un estudio del movimiento de la

plataforma en un mar irregular en condiciones de tormenta, ya que esta es la más

desfavorable. Finalmente, se lleva a cabo para cada uno de estos movimientos una simulación

de extinción del movimiento, con el objetivo de obtener el coeficiente de amortiguación

(Damping factor) en dichos movimientos. El estudio dinámico se llevará a cabo con la ayuda

del programa “SeaFEM” utilizando el modelo definido anteriormente en el “Capítulo 6.

Sistema de posicionamiento”.

Movimientos de la plataforma A continuación, se discuten las perturbaciones que se propagan en la superficie libre del

océano. Estas perturbaciones oscilan en determinadas amplitudes en el dominio del tiempo,

dentro de un rango de frecuencia de olas en el espacio, y su vez dentro de un rango que

longitudes de ola.Las corrientes se considerarán como flujos incidentes constantes de agua.

Del mismo modo, el viento se considera como un flujo incidente constante. En la siguiente

figura se pueden apreciar los distintos movimientos que puede experimentar la plataforma

debido a estas perturbaciones.

Figura 128. Movimientos de la plataforma debido a perturbaciones [35].

En nomenclatura castellana, estos movimientos se traducen del siguiente modo:

- Avance (Surge), movimiento oscilatorio en sentido longitudinal. (1)


- Deriva (Sway), movimiento oscilatorio en sentido transversal. (2)

- Arfada (Heave), movimiento oscilatorio en sentido vertical. (3)

- Balance (Roll), movimiento rotacional alrededor del eje longitudinal. (4)

- Cabeceo (Pitch), movimiento rotacional alrededor del eje transversal. (5)

- Guiñada (Yaw), movimiento rotacional alrededor del eje vertical. (6)

La combinación de dichos movimiento viene dada por las siguientes expresiones, obtenido una

expresión para el movimiento de la plataforma de forma conjunta.

𝑠 = 휂1 𝒊 + 휂2 𝒋 + 휂3𝒌 +𝝎 × 𝒓

Siendo,

𝝎 = 휂4 𝒊 + 휂5 𝒋 + 휂6 𝒌

𝒓 = 𝑥 𝒊 + 𝑦 𝒋 + 𝑧 𝒌

Convirtiendo la expresión (8.1) en la siguiente:

𝑠 = (휂1 + 𝑧 휂5 − 𝑦 휂6)𝒊 + (휂2 + 𝑧 휂4 + 𝑥 휂6)𝒋 + (휂3 + 𝑦 휂4 − 𝑥 휂5)𝒌

Donde cada uno de los subíndices se refiere a los distintos movimientos según lo señalado en

la descripción de estos.

Por otro lado, es necesario establecer un sistema de referencia. En estudios de

posicionamiento en el mar lineales, se puede definir bien un sistema fijado a la Tierra o bien un

sistema inercial que se desplaza con la plataforma o buque a la velocidad de este, de existir

dicha velocidad. Esto puede hacerse debido a que la amplitud de los movimientos es más bien

“pequeña” y la diferencia entre un sistema de referencia fijo y otro inercial no es significativa.

La ventaja de usar un sistema de referencia inercial reside en que los movimientos de la

plataforma se pueden encontrar aplicando de forma directa la segunda ley de Newton. Por

este motivo se decide establece un sistema de referencia inercial centrado en la base de la

plataforma. Los movimientos lineales de la plataforma se pueden obtener aplicando la

segunda ley de Newton resolviendo el siguiente sistema:

∑𝑀𝑘𝑗휂𝑗 = 𝐹𝑘 𝑘 = 1, . . , 6̈

6

𝑗=1

En el dominio de la frecuencia, despreciando la dependencia con el tiempo, el sistema de

movimiento de la plataforma se convierte en:

∑[−𝜔2 (𝑀𝑘𝑗 + 𝐴𝑘𝑗(𝜔)) + 𝑖𝜔𝐵𝑘𝑗(𝜔) + 𝐶𝑘𝑗] 휂𝑗𝑎 = 휁𝑎 𝑋𝑘(𝜔, β)

6

𝑗=1

Donde,

𝜔 es la frecuencia de la ola incidente (rad/s).

𝑀𝑘𝑗, es la masa de la plataforma en el movimiento considerado (k,j).


𝐴𝑘𝑗(𝜔), es el coeficiente de masas añadidas en el movimiento considerado.

𝐵𝑘𝑗(𝜔), es el coefiente de amortiguación en el movimiento considerado.

𝐶𝑘𝑗, es el coeficiente de restauración en el movimiento considerado.

휂𝑗𝑎, es la amplitud del movimiento.

휁𝑎, es la amplitud de la superficie libre.

𝑋𝑘(𝜔, 𝛽), cantidad compleja que expresa la amplitud y fase correspondiente las fuerzas de

excitación.

Los movimientos de la plataforma pueden encontrarse una vez que se sabe el siguiente

término:

𝑯(𝜔, 𝛽) =휂𝑎휁𝑎= [−𝜔2(𝑴+ 𝑨(𝜔)) + 𝑖𝜔𝑩 (𝜔) + 𝑪]

−1𝑿(𝜔, 𝛽)

Siendo 𝑯(𝜔, 𝛽) el Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), el cual es la función de

transferencia de los movimientos de la plataforma, por ejemplo, la amplitud de respuesta por

una ola incidente de amplitud la unidad. Este factor, es la función de transferencia general del

movimiento de la plataforma proporcionando tanto la amplitud de respuesta por unidad de

ola incidente como la fase relativa de los movimientos con respecto a la ola incidente.

En un estado de mar irregular, la respuesta de la plataforma en un grado de libertad

determinado (arfada, cabeceo, etc) puede obtenerse dividiendo el espectro de energía del

oleaje 𝑆(𝜔) en un número 𝑁 de olas incidentes regulares, usando un intervalo

∆𝜔 =𝜔𝑀𝐴𝑋−𝜔𝑀𝐼𝑁

𝑁, teniendo cada componente una frecuencia 𝜔𝑗 y una amplitud

𝐴𝑗 = √2 𝑆(𝜔𝑗)∆𝜔 , con un desfase aleatorio εj. Se asume entonces que la respuesta de la

plataforma se obtiene como la suma de respuestas en condicione estable para cada una de las

olas regulares incidentes. Esto es que la respuesta se puede expresar como:

∑𝐴𝑗 | 𝐻 (𝜔𝑗)| sin(𝜔𝑗𝑡 + 𝛿 (𝜔𝑗) + 휀𝑗)

𝑁

𝑗=1

Siendo 𝐻 (𝜔𝑗) la RAO, o amplitud de respuesta por unidad de amplitud de ola incidente.

Además 𝛿 (𝜔𝑗) es el ángulo de fase de respuesta con respecto a la ola incidente, esta es una

fase determinada, mientras que 휀𝑗 es una fase aleatoria correspondiente a la ola incidente.

La varianza aproximada de la respuesta puede expresarse como:

𝜎𝑟2 ≅ ∑|𝐻(𝜔𝑗)|

2 𝐴𝑗2

2

𝑁

𝑗=1


Lo cual se convierte en:

𝜎𝑟2 = ∫ |𝐻(𝜔𝑗)|

2𝑆(𝜔)𝑑𝜔

∞

0

Cuando 𝑁 → ∞ Y 𝑑𝜔 → 0.

De este modo, conociendo el operador de amplitud de respuesta y el espectro de energía de

un estado de mar determinado, se puede conocer la respuesta de la plataforma para dicho

estado de mar considerado.

Para ello, en cada grado de libertad, se obtienen los momentos de primer y segundo orden del

espectro de energía de la respuesta de la plataforma, para finalmente obtener los valores de

desplazamiento máximo y significativo, 𝑋𝑀𝐴𝑋 y 𝑋𝑆𝐼𝐺 respectivamente. Estos resultados

proporcionarán información sobre el movimiento de la plataforma y en qué sentido se pueden

esperar los mayores desplazamientos.

Por otro lado, es preciso señalar que estos resultados se han obtenido incorporando en las

simulaciones todos los equipos de debe llevar instalados la plataforma, descritos en la tabla

(46), incluyendo las líneas de fondeo según lo descrito en el “Capítulo 6. Sistemas de fondeo”.

Movimiento de Avance (Surge)

Figura 129. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), avance.

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1 2 3 4 5 6

(m/m

)

w (rad/s)

RAO_Avance (Surge)


Figura 130. Respuesta de la plataforma en tormenta, avance.

Integrado la curva obtenida en la figura anterior correspondiente al espectro de energía del

movimiento de la plataforma en avance, se obtienen los siguientes resultados:

Tabla 48. Resultados movimiento en avance.

0

20

40

60

80

100

120

140

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3

S (w

)

w (rad/s)

Respuesta Avance (Surge)

𝑚0 (𝑚2)

30,44

𝑚2 (𝑚2

𝑠2) 15.51

𝑋𝑆𝐼𝐺(𝑚) 60,88

𝑋𝑀𝐴𝑋(𝑚) 114,80


Movimiento de deriva (Sway)

Figura 131. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), deriva.

Figura 132. Respuesta de la plataforma en tormenta, deriva.


movimiento de la plataforma en deriva, se obtienen los siguientes resultados:

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0 1 2 3 4 5 6

(m/m

)

w (rad/s)

RAO_Deriva (Sway)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3

S (w

)

w (rad/s)

Respuesta Deriva (Sway)


Tabla 49. Resultados movimiento en deriva.

Movimiento de arfada (Heave)

Figura 133. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), arfada.

0

50

100

150

200

250

0 1 2 3 4 5 6

(m/m

)

w (rad/s)

RAO_Arfada (Heave)

𝑚0 (𝑚2) 0.121

𝑚2 (𝑚2

𝑠2) 0.024

𝑋𝑆𝐼𝐺(𝑚) 0.243

𝑋𝑀𝐴𝑋(𝑚) 0.443


Figura 134. Respuesta de la plataforma en tormenta, arfada.


movimiento de la plataforma en arfada, se obtienen los siguientes resultados:

Tabla 50. Resultados movimiento arfada.

0

2

4

6

8

10

12

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3

S (w

)

w (rad/s)

Respuesta Arfada (Heave)

𝑚0 (𝑚2) 2.078

𝑚2 (𝑚2

𝑠2) 2.277

𝑋𝑆𝐼𝐺(𝑚) 4.156

𝑋𝑀𝐴𝑋(𝑚) 8.045


Movimiento de balance (Roll)

Figura 135. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), balance.

Figura 136. Respuesta de la plataforma en tormenta, balance.


movimiento de la plataforma en balance, se obtienen los siguientes resultados:

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,01

0,012

0,014

0,016

0 1 2 3 4 5 6

(º/m

)

w (rad/s)

RAO_Balance (Roll)

0

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

0,0006

0,0007

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3

S (w

)

w (rad/s)

Respuesta balance (Roll)


Tabla 51. Resultados movimiento balance.

Movimiento de cabeceo (Pitch)

Figura 137. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), cabeceo.

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0 1 2 3 4 5 6

(º/m

)

w (rad/s)

RAO_cabeceo (Pitch)

𝑚0 (𝑚2) 0,00011

𝑚2 (𝑚2

𝑠2) 2,28775E-05

𝑋𝑆𝐼𝐺(𝑚) 0,00023

𝑋𝑀𝐴𝑋(𝑚) 0,00042


Figura 138. Respuesta de la plataforma en tormenta, cabeceo.


movimiento de la plataforma en cabeceo, se obtienen los siguientes resultados:

Tabla 52. Resultados movimiento cabeceo.

0

0,001

0,002

0,003

0,004

0,005

0,006

0,007

0,008

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3

S (w

)

w (rad/s)

Respuesta Cabeceo (Pitch)

𝑚0 (𝑚2) 0,00185

𝑚2 (𝑚2

𝑠2) 0,00071

𝑋𝑆𝐼𝐺(𝑚) 0,00370

𝑋𝑀𝐴𝑋(𝑚) 0,00692


Movimiento de guiñada (Yaw)

Figura 139. Operador de Amplitud de Respuesta (RAO), guiñada.

Figura 140. Respuesta de la plataforma en tormenta, guiñada.


movimiento de la plataforma en guiñada, se obtienen los siguientes resultados:

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 1 2 3 4 5 6

(º/m

)

w (rad/s)

RAO_Guiñada (Yaw)

0

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

0,0006

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3

S (w

)

w (rad/s)

Respuesta Guiñada (Yaw)


Tabla 53. Resultados movimiento guiñada.

En la siguiente tabla se puede observar los distintos valores de desplazamiento máximo y

significativo en cada uno de los grados de libertad:

Avance (Surge)

Deriva (Sway)

Arfada (Heave)

Balance (Roll)

Cabeceo (Pitch)

Guiñada (Yaw)

𝑋𝑆𝐼𝐺(𝑚) 60,881 0,243 4,156 0,00023 0,0037 0,00012

𝑋𝑀𝐴𝑋(𝑚) 114,808 0,443 8,045 0,00042 0,0069 0,00024

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

De los resultados obtenidos en el análisis dinámico de la plataforma se puede concluir lo

siguiente. En primer lugar, el mayor desplazamiento que experimentará la plataforma en

situación de tormenta será en el movimiento de avance. Por ello, es importante llevar a cabo

el diseño del sistema de fondeo del lado de la seguridad, con el fin de contrarrestar este efecto

y asegurar el emplazamiento de la plataforma. Por otro lado, el movimiento de arfada puede

llegar a ser significativo en situaciones de mar severa. Además, este movimiento en la

plataforma es especialmente relevante ya que un valor excesivo de este puede dar lugar a

tensiones y fuerzas excesivas en los risers de perforación y producción. Por ello, se debe

disponer de un equipo específico que compense este movimiento.

𝑚0 (𝑚2) 6,07239E-05

𝑚2 (𝑚2

𝑠2) 0,000209

𝑋𝑆𝐼𝐺(𝑚) 0,000121

𝑋𝑀𝐴𝑋(𝑚) 0,000244


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[36] MODU, «MODU Code 2009 Code for the construction and equipment of MODU,» 2009.


Apéndices.

Apéndice I. Optimización de dimensiones MATLAB.

clear clc % Este programa será utilizado para llevar a cabo la optimiación de % dimensiones de la plataforma según el procedimiento descrito en la

redacción del proyecto. En este caso se simularán distintos valores de

posibles dimensiones para una plataforma de 4 columnas. % Todas los valores vienen dados en el sistema internacional IS, m ,kg,

Tn, m^3, m^4.

% Variables fijas: L=94; B=73; h=3; hc=10; steel=7850; thick=0.02; d=B/4; % Cargas variables. Agua_perforacion=615; Agua_potable=300; Diesel=585; Salmuera=239.72; Aceite_base=176; lodo=920; lodo_granel=368; cemento=480; sacos=12; BOP=10.54; Desviador=10; Tensores=56.8; Manifold=10.185; fondeo=1124; helicoptero=6.4; VL=4913.645;

%Equipos fijos Torre_perforacion=240; Draworks=86.5; compensador=163; mesa_rotatoria=10.5; bombas_lodo=45; motores=110; top_drive=15; manejo_tuberias=17; habilitacion=100; helipuerto=180; Gruas=50+40+24.8; Equipm=1081.8; Agualastre=10000;


%% Comienzo de la simulación. for i=1:200 if i==1 lp_4(i)=50; else lp_4(i)=lp_4(i-1)+((130-50)/200); end hp(i)=lp_4(i)*0.1; bp(i)=lp_4(i)*0.2; H(i)=hc+hp(i)+2*h; for j=1:200 if j==1 b_4(i,j)=2; else b_4(i,j)=b_4(i,j-1)+((bp(i)-2)/200); end % Peso estructural: deck1=(((L*B*2)+(L*h*2)+(B*h*2))*thick*steel)/1000; deck2=(((L*B)+(L*h*2)+(B*h*2))*thick*steel)/1000; columns_w=(4*b_4(i,j)*thick*4*hc*steel*2)/1000; pontoons_w=((0.8*lp_4(i)*hp(i)*2)+(0.8*lp_4(i)*bp(i)*2)+((2/3)*0.1*lp_

4(i)*bp(i)*4)+(bp(i)*hp(i)*2))*2*2*thick*steel/1000; Struct_weight_4(i,j)=(deck1+deck2+columns_w+pontoons_w);

Weight(i,j)=Struct_weight_4(i,j)+VL+Equipm+Agualastre;

% Tc / Despl-Weigth=0

Volume_pontoon=(0.8*lp_4(i)*hp(i)*bp(i)+0.1*lp_4(i)*bp(i)*hp(i)*(2/3)*

2)*2; Tc_4(i,j)=(Weight(i,j)-Volume_pontoon*1.025)/(1.025*(b_4(i,j)^2)*4); T_4(i,j)=Tc_4(i,j)+hp(i); Airgap_4(i,j)=H(i)-2*h-T_4(i,j); if Airgap_4(i,j)>=17

KG_4(i,j)=(columns_w*((hc/2)+hp(i))+deck1*(H(i)-

(h/2))+deck2*(H(i)-(3*h/2))+pontoons_w*(hp(i)/2)+... lodo*(hp(i)*0.5)... +Aceite_base*(hp(i)*0.5)... +Salmuera*(hp(i)*0.5)... +Agua_perforacion*(hp(i)+(3/8)*hc)... +Agua_potable*(hp(i)*0.5)... +lodo_granel*(hp(i)*0.5)... +sacos*(H(i)-2*h)... +Diesel*(hp(i)+(1/8)*hc)... +cemento*(hp(i)*0.5)... +Draworks*H(i)... +compensador*H(i)... +mesa_rotatoria*H(i)... +top_drive*H(i)... +manejo_tuberias*H(i)... +bombas_lodo*(H(i)-2*h)... +Torre_perforacion*(H(i)-2*h+24)... +motores*(H(i)-2*h)... +Desviador*(hc+hp(i)+h)... +BOP*(hc+hp(i)+h)... +Manifold*(hc+hp(i)+h)... +Tensores*(hc+hp(i)+h)... +fondeo*(H(i)-2*h)... +habilitacion*(H(i)+1)... +helipuerto*(H(i)+2)... +helicoptero*(H(i)+2)...


+Gruas*(H(i)+1)... +Agualastre*(hp(i)+(hc/8))... )/Weight(i,j); Iw(i,j)=(b_4(i,j)^2)*4*(d^2);

Volume(i,j)=((b_4(i,j)^2)*4*Tc_4(i,j))+(0.8*lp_4(i)*bp(i)*hp(i)+0.1*(2

/3)*lp_4(i)*bp(i)*hp(i)*2)*2; Equi_4(i,j)=(Volume(i,j)*1.025)-Weight(i,j);

KB_4(i,j)=(((b_4(i,j)^2)*4*Tc_4(i,j)*((Tc_4(i,j)/2)+hp(i)))+((0.8*lp_4

(i)*bp(i)*hp(i)+0.1*(2/3)*lp_4(i)*bp(i)*hp(i)*2)*2*(hp(i)/2)))/Volume(

i,j); GM_4(i,j)=KB_4(i,j)+(Iw(i,j)/Volume(i,j))-KG_4(i,j);

else GM_4(i,j)=0; end end end

%% Se almacenan los valores que cumplan con los tres requisitos l=1; h=1; for i=1:200

for j=1:200

if GM_4(i,j)>=0.3 && Struct_weight_4(i,j)>=6000 &&

Struct_weight_4(i,j)<=9000 && T_4(i,j)>=(hp(i)+1) GM_valid_4(l,h)=GM_4(i,j); GM_valid_4(l+1,h)=lp_4(i); GM_valid_4(l+2,h)=b_4(i,j); GM_valid_4(l+3,h)=T_4(i,j); GM_valid_4(l+4,h)=KG_4(i,j); GM_valid_4(l+5,h)=KB_4(i,j); GM_valid_4(l+6,h)=Struct_weight_4(i,j); GM_valid_4(l+7,h)=Weight(i,j); h=h+1; end end end [max posicion]=max(GM_valid_4(1,:));

GM_4_max=GM_valid_4(:,posicion)


clear clc % Este programa será utilizado para llevar a cabo la optimiación de % dimensiones de la platorma según el procedimiento descrito en la redcción % del proyecto. En este caso se simularán distintos valores de posibles % dimensiones para una plataforma de 6 columnas. % Todas los valores vienen dados en el sistema internacional IS, m ,kg,

Tn, m^3, m^4.

% Variables fijas: L=94; B=73; h=3; hc=10; steel=7850; thick=0.02; d=B/4;

%% Comienzo de la simulación. for i=1:200 if i==1 lp_6(i)=50; else lp_6(i)=lp_6(i-1)+((130-50)/200); end hp(i)=lp_6(i)*0.1; bp(i)=lp_6(i)*0.2; H(i)=hc+hp(i)+2*h; for j=1:200 if j==1 b_6(i,j)=2; else b_6(i,j)=b_6(i,j-1)+((bp(i)-6)/200); end % Peso estructural: deck1=(((L*B*2)+(L*h*2)+(B*h*2))*thick*steel)/1000; deck2=(((L*B)+(L*h*2)+(B*h*2))*thick*steel)/1000; columns_w=(4*b_6(i,j)*thick*6*hc*steel*2)/1000; pontoons_w=((0.8*lp_6(i)*hp(i)*2)+(0.8*lp_6(i)*bp(i)*2)+((2/3)*0.1* lp_6(i)*bp(i)*4)+(bp(i)*hp(i)*2))*2*2*thick*steel/1000; Struct_weight_6(i,j)=(deck1+deck2+columns_w+pontoons_w); Weight(i,j)=Struct_weight_6(i,j)+VL+Equipm+Agualastre;

% Tc / Despl-Weigth=0

Volume_pontoon=(0.8*lp_6(i)*hp(i)*bp(i)+0.1*lp_6(i)*bp(i)*hp(i)*(2/3)*2)*2;

Tc_6(i,j)=(Weight(i,j)-Volume_pontoon*1.025)/(1.025*(b_6(i,j)^2)*6);

T_6(i,j)=Tc_6(i,j)+hp(i);

Airgap_6(i,j)=H(i)-2*h-T_6(i,j);

if Airgap_6(i,j)>=17

KG_6(i,j)=(columns_w*((hc/2)+hp(i))+deck1*(H(i)-(h/2))+deck2* (H(i)-(3*h/2))+pontoons_w*(hp(i)/2)+... lodo*(hp(i)*0.5)... +Aceite_base*(hp(i)*0.5)...


+Salmuera*(hp(i)*0.5)... +Agua_perforacion*(hp(i)+(3/8)*hc)... +Agua_potable*(hp(i)*0.5)... +lodo_granel*(hp(i)*0.5)... +sacos*(H(i)-2*h)... +Diesel*(hp(i)+(1/8)*hc)... +cemento*(hp(i)*0.5)... +Draworks*H(i)... +compensador*H(i)... +mesa_rotatoria*H(i)... +top_drive*H(i)... +manejo_tuberias*H(i)... +bombas_lodo*(H(i)-2*h)... +Torre_perforacion*(H(i)-2*h+24)... +motores*(H(i)-2*h)... +Desviador*(hc+hp(i)+h)... +BOP*(hc+hp(i)+h)... +Manifold*(hc+hp(i)+h)... +Tensores*(hc+hp(i)+h)... +fondeo*(H(i)-2*h)... +habilitacion*(H(i)+1)... +helipuerto*(H(i)+2)... +helicoptero*(H(i)+2)... +Gruas*(H(i)+1)... +Agualastre*(hp(i)+(hc/8))... )/Weight(i,j);

Iw(i,j)=(b_6(i,j)^2)*6*(d^2);

Volume(i,j)=((b_6(i,j)^2)*6*Tc_6(i,j))+(0.8*lp_6(i)*bp(i)* hp(i)+0.1*(2/3)*lp_6(i)*bp(i)*hp(i)*2)*2;

Equi_6(i,j)=(Volume(i,j)*1.025)-Weight(i,j);

KB_6(i,j)=(((b_6(i,j)^2)*6*Tc_6(i,j)*((Tc_6(i,j)/2)+hp(i)))+ ((0.8*lp_6(i)*bp(i)*hp(i)+0.1*(2/3)*lp_6(i)*bp(i)*hp(i)*2)*2* (hp(i)/2)))/Volume(i,j);

GM_6(i,j)=KB_6(i,j)+(Iw(i,j)/Volume(i,j))-KG_6(i,j);

else GM_6(i,j)=0; end end end

%% Almacenamos los valores que cumplan con los tres requisitos l=1; h=1; for i=1:200

for j=1:200

if GM_6(i,j)>=0.3 && Struct_weight_6(i,j)>=6000 &&

Struct_weight_6(i,j)<=9000 && T_6(i,j)>=(hp(i)+1) GM_valid_6(l,h)=GM_6(i,j); GM_valid_6(l+1,h)=lp_6(i); GM_valid_6(l+2,h)=b_6(i,j); GM_valid_6(l+3,h)=T_6(i,j);


GM_valid_6(l+4,h)=KG_6(i,j); GM_valid_6(l+5,h)=KB_6(i,j); GM_valid_6(l+6,h)=Struct_weight_6(i,j); GM_valid_6(l+7,h)=Weight(i,j); h=h+1;

end end

end [max posicion]=max(GM_valid_6(1,:));

GM_6_max=GM_valid_6(:,posicion)

Apéndice II. Base de datos de plataformas semi-sumergibles

Nombre Año Eslora

(ft) Eslora

(m) Manga

(ft) Manga

(m) Altura

(ft) Altura

(m) Calado

(ft) Calado

(m)

Carga Variable

(Tn)

Despl (st)

Despl (Tn)

Habilitación (prs)

Profundidad (ft)

Profundidad (m)

nº columnas

Pontones (ft)

Columnas (ft)

Jack Bates 1986 370,0 112,8 255,0 77,7 140 42,7 80,0 24,4 5000 59184,2 53686,0 136,0 5400 1646 4

Henry Goodrich 1985 320,0 97,5 251,0 76,5 154 46,9 92,0 28,0 5000 54782,0 49692,8 146,0 5000 1524 4

Paul B.Loyd. Jr. 1990 360,0 109,7 273,0 83,2 130 39,6 77,1 23,5 4000 43545,0 39499,7 112,0 2000 610 8

GSF Development Driller I

2005 244,2 74,4 244,2 74,4 65,6 20,0 7000 46507,0 42186,5 170,0 7500 2286 4

GSF Development Driller II

2005 375,0 114,3 288,0 87,8 65,6 20,0 7000 46507,0 42186,5 176,0 7500 2286 4

Polar Pioneer 1985 400,0 121,9 292,0 89,0 137 41,8 76,0 23,2 2975 51196,1 46440,0 114,0 1500 457 8

Sedco 711 1982 295,0 89,9 249,0 75,9 130 39,6 83,5 25,5 2900 28585,0 25929,5 116,0 1800 549 8

Sedco 714 1983 300,0 91,4 267,0 81,4 130 39,6 83,5 25,5 3100 28645,0 25983,9 112,0 1600 488 8

Transocean 706 1994 295,0 89,9 245,0 74,7 130 39,6 83,0 25,3 4000 34339,0 31148,9 150,0 6500 1981 8

Transocean 712 1983 295,0 89,9 249,0 75,9 130 39,6 80,0 24,4 3500 26930,0 24428,2 113,0 1600 488 4

Transocean Artic 1987 220,0 67,1 220,0 67,1 78,7 24,0 4500 24467,0 22194,0 110,0 1650 503 4

Transocean Barents

2009 295,0 89,9 230,0 70,1 75,0 22,9 6300 41757,2 37878,0 140,0 10000 3048 8

Transocean Leader

1997 361,0 110,0 274,0 83,5 130 39,6 77,0 23,5 5400 28771,9 26099,0 110,0 4500 1372 8

Transocean Spitsbergen

2009 295,0 89,9 230,0 70,1 75,0 22,9 6500 41757,2 37878,0 140,0 10000 3048 8

Heydar Aliyev 2003 334,0 101,8 212,0 64,6 115 35,1 67,0 20,4 4000 29765,2 27000,0 130,0 3281 1000 4 46x28 41x46

Maersk Explorer 2003 311,0 94,8 211,6 64,5 115 35,0 67,0 20,4 4000 22731,8 20620,0 130,0 3281 1000 4

46 x28 x295

41 x 46

Maersk Deliverer 2009 376,0 114,6 256,0 78,0 121 36,9 7000 41622,8 37756,0 180,0 10000 3048 4

Maersk Developer

2009 376,0 114,6 256,0 78,0 121 36,9 7000 41622,8 37756,0 180,0 10000 3048 4

Maersk Discoverer

2009 376,0 114,6 256,0 78,0 121 36,9 7000 41622,8 37756,0 180,0 10000 3048 4

Erik Raude 2002 391,7 119,4 278,9 85,0 5900 40676,9 36898,0 120,0 8200 2499 6

Leiv Erikson 2001 391,7 119,4 278,9 85,0 6700 40533,6 36768,0 120,0 7500 2286 6

ENSCO DPS-1 2012 377,0 114,9 296,5 90,4 8000 34393,1 31198,0 200,0 10000 3048 4

ENSCO MS-1 2011 354,0 107,9 295,0 89,9 118 36,0 8500 41622,8 37756,0 8200 2499 4 66 20.12 (m)

ENSCO 5006 1999 252,0 76,8 213,0 64,9 136 41,5 30093,7 27298,0 7500 2286 6

ENSCO 5005 1982 270,0 82,3 255,0 77,7 116 35,4 16407,2 14883,0 102,0 1500 457 6

ENSCO 5004 1982 311,2 94,9 231,0 70,4 110 33,6 65,0 19,8 14399,7 13062,0 120,0 1500 457 6

ENSCO 8500 2008 255,0 77,7 240,0 73,2 7300 21361,5 19377,0 150,0 8500 2591 4 56x24x310 50x45

ENSCO 8501 2008 255,0 77,7 240,0 73,2 7300 21361,5 19377,0 150,0 8500 2591 4 56x24x310 50x45

ENSCO 8502 2010 255,0 77,7 240,0 73,2 7300 21361,5 19377,0 150,0 8500 2591 4 56x24x310 50x45

ENSCO 8503 2010 255,0 77,7 240,0 73,2 6800 21361,5 19377,0 150,0 8500 2591 4 56x24x310 50x45

ENSCO 8504 2011 255,0 77,7 240,0 73,2 7300 21361,5 19377,0 150,0 8500 2591 4 56x24x310 50x45

ENSCO 8505 2012 255,0 77,7 240,0 73,2 7300 21361,5 19377,0 150,0 8500 2591 4 56x24x310 50x45

ENSCO 8506 2011 248,0 75,6 240,0 73,2 7300 21361,5 19377,0 150,0 8500 2591 4 56x24x310 50x45

ENSCO 7500 2000 220,0 67,1 240,0 73,2 5800 15799,8 14332,0 140,0 7500 2286 4 50x24x290 50x35

ENSCO 6001 2000 249,5 76,1 177,4 54,1 16050,0 14559,0 130,0 5600 1707 4

ENSCO 6002 2001 249,5 76,1 177,4 54,1 16050,0 14559,0 130,0 5600 1707 4

Actinia 1982 270,0 82,3 255,0 77,7 116 35,4 65,0 19,8 2730 16407,2 14883,0 110,0 1500 457 4

Development Driller III

2009 257,0 78,3 255,0 77,7 121 36,9 67,0 20,4 41839,9 37953,0 120,0 10000 3048 4


Nombre Año Eslora

(ft) Eslora

(m) Manga

(ft) Manga

(m) Altura

(ft) Altura

(m) Calado

(ft) Calado

(m)

Carga Variable

(Tn)

Despl (st)

Despl (Tn)

Habilitación (prs)

Profundidad (ft)

Profundidad (m)

nº columnas

Pontones (ft)

Columnas (ft)

West Aquarius 2008 386,8 117,9 317,3 96,7 75,0 23,0 7000 60757,0 55133,0 180,0 10000 3000 4

West Capricorn 2011 324,0 98,8 258,0 78,7 60,0 18,0 8000 50505,0 45830,0 180,0 10000 3048 4

West Eclipse 2011 397,6 121,2 298,2 90,9 56,0 17,0 8000 47578,0 43162,0 180,0 10000 3048 4

West Eminence 2008 389,0 118,6 292,0 89,0 77,0 23,5 5600 60186,0 54600,0 180,0 9843 3000 6

West Hercules 2008 386,8 117,9 317,3 96,7 75,0 23,0 5200 57304,0 52000,0 180,0 10000 3000 4

West Leo 2011 389,0 118,0 246,0 75,0 77,1 23,5 6200 65000,0 58967,0 10000 3048 6

West Orion 2009 380,0 115,8 297,0 90,5 60,0 18,0 8000 47606,0 43200,0 180,0 10000 3280 4

West Pegasus 2011 387,1 118,0 238,6 72,7 77,0 23,5 9450 64982,0 58967,0 192,0 10000 3048 6

West Phoenix 2008 273,0 83,2 238,5 72,7 77,1 23,5 5600 39207,2 35568,0 128,0 7874 2400 6

West Rigel 401,9 122,5 309,1 94,2 7500 38581,1 35000,0 150,0 9843 3000 6

West Sirius 2008 380,0 115,7 298,0 90,4 62,0 18,0 7000 47840,0 43400,0 180,0 10000 3048 4

West Taurus 2008 380,0 115,7 298,0 90,4 62,0 18,0 7900 47840,0 43400,0 180,0 10000 3048 4

West Venture 2000 383,9 117,0 226,4 69,0 5500 34445,2 31248,0 114,0 5906 1800 6

Ocean Confidence

2001 320,0 97,5 238,0 72,5 127 38,7 75,0 22,9 6000 51877,2 47062,0 160,0 10000 3048 8

Ocean Courage 2009 244,0 74,4 244,0 74,4 127 38,7 65,0 19,8 8100 51257,7 46500,0 164,0 10000 3048 4

Ocean Endevour 2007 351,0 107,0 356,0 108,5 128 39,0 74,6 22,7 6000 46924,5 42569,0 152,0 10000 3048 8

Ocean GreatWhite

2016 402,0 122,5 255,0 77,7 77,0 23,5 7500 74296,2 67400,0 180,0 10000 3048 8

Ocean Monarch 2008 351,0 107,0 356,0 108,5 128 39,0 74,5 22,7 6000 46924,5 42569,0 150,0 10000 3048 8

Ocean Rover 2003 335,0 102,1 323,0 98,5 128 39,0 74,0 22,6 6160 38663,8 35075,0 145,0 8000 2438 8

Ocean Valor 2009 244,0 74,4 244,0 74,4 127 38,7 65,0 19,8 8100 51533,3 46750,0 164,0 10000 3048 4

Ocean America 1988 401,0 122,2 233,0 71,0 142 43,3 80,0 24,4 7500 51695,4 46897,0 123,0 5000 1524 8

Ocean Apex 2014 361,0 110,0 320,0 97,5 128 39,0 76,0 23,2 7000 54956,0 49855,0 140,0 6000 1829 8

Ocean Onyx 2013 327,0 99,7 315,0 96,0 128 39,0 74,5 22,7 5000 38994,5 35375,0 140,0 6000 1829 8

Ocean Valiant 1988 401,0 122,2 233,0 71,0 142 43,3 80,0 24,4 7055 54305,7 49265,0 124,0 6000 1829 4

Ocean Victory 1997 335,0 102,1 314,0 95,7 128 39,0 74,0 22,6 5100 40940,1 37140,0 116,0 6000 1829 8

Ocean Guardian 1985 227,0 69,2 197,0 60,0 120 36,6 83,0 25,3 3500 31366,4 28455,0 100,0 1500 457 8

Ocean Patriot 1983 335,0 102,1 236,0 71,9 118 36,0 77,0 23,5 3502 36318,0 32947,0 120,0 3000 914 8

Byford Dolphin 1974 355,0 108,2 221,0 67,4 120 36,6 3021 13690,8 12420,0 1500 457 8

Bredford Dolphin 1976 355,0 108,2 221,0 67,4 120 36,6 69,6 21,2 4000 15232,9 13819,0 1500 457 8

Borgland Dolphin 1977 355,0 108,2 221,0 67,4 120 36,6 68,9 21,0 3500 18861,7 17111,0 1500 457 8

Bideford Dolphin 1975 355,0 108,2 221,0 67,4 70 21,3 49,2 15,0 3500 18533,3 16813,0 1500 457 8

Blackford Dolphin 1974 355,3 108,3 276,0 84,1 120 36,6 4500 21431,2 19442,0 7000 2134 16

Stena Clyde 1976 224,9 68,6 185,0 56,4 70,0 21,3 3150 12484,8 11326,0 105,0 1640 500 4

Stena Don 2001 237,0 72,3 219,8 67,0 70,5 21,5 5100 30700,6 27851,0 120,0 1640 500 6

Stena Spey 1983 236,0 71,9 208,0 63,4 65,0 19,8 3340 18277,5 16581,0 120,0 1499 457 6

NANHAI 2 1974 354,0 107,9 219,0 66,8 118 36,0 2610 20952,8 19008,0 108,0 1000 305 8

NANHAI 5 1983 240,2 73,2 204,7 62,4 3876 27510,5 24957,0 106,0 1508 460 6

NANHAI 6 1982 312,0 95,1 233,0 71,0 65,6 20,0 2300 27640,6 25075,0 100,0 1813 553 6 49x25x260 35x32

NANHAI 7 1977 355,0 108,2 221,0 67,4 22724,3 20615,0 120,0 1000 305 4

COLS Promoter 342,8 104,5 213,3 65,0 58,2 17,8 4000 40124,3 36400,0 120,0 2461 750 4

COLS Innovator 342,8 104,5 213,3 65,0 58,2 17,8 4000 40124,3 36400,0 120,0 2461 750 4

COLS Pioneer 342,8 104,5 213,3 65,0 58,2 17,8 4000 40124,3 36400,0 120,0 2461 750 4

NANHAI 8 1983 273,3 83,3 198,5 60,5 4600 29392,2 26664,0 120,0 4600 1402 6

NANHAI 9 1988 326,0 99,4 287,0 87,5 144 43,9 39198,4 35560,0 130,0 5300 1615 4

COLS Prospector 2014 342,8 104,5 231,3 70,5 57,4 17,5 5000 45028,6 40849,0 130,0 4500 1372 4


Nombre Año Eslora

(ft) Eslora

(m) Manga

(ft) Manga

(m) Altura

(ft) Altura

(m) Calado

(ft) Calado

(m)

Carga Variable

(Tn)

Despl (st)

Despl (Tn)

Habilitación (prs)

Profundidad (ft)

Profundidad (m)

nº columnas

Pontones (ft)

Columnas (ft)

HAIYANGSHIYOU 981

2008 374,2 114,1 258,1 78,7 52,5 16,0 56906,0 51624,0 160,0 10000 3048 4

Deepwater Nautilus

2000 374,0 114,0 308,0 93,9 136 41,5 76,0 23,2 8800 32026,2 29051,0 166,0 8000 2438 4

Thunder Horse 1999 446,0 135,9 367,0 111,9 98,0 29,9 72318,4 65600,0 298,0 6050 1844 4 36 (m)

West Alpha 1986 229,7 70,0 216,5 66,0 4230 18953,8 17193,0 110,0 1969 600 6

Apéndice III. Cálculos de estabilidad

Plena Carga Capacidad

(m^3) Densidad (Tn/m^3)

Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

Estructura

Caja cubierta superior 2311,98 35,60 82306,56 0,00 0,00 0,00 0,00

Caja cubierta inferior 1234,65 32,60 40249,52 0,00 0,00 0,00 0,00

Columna popa Br 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 -18,25 -8767,67

Columna proa Br 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 -18,25 -8767,67

Columna popa Er 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 18,25 8767,67

Columna proa Er 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 18,25 8767,67

Pontón Br 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 -18,25 -24299,46

Pontón Er 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 18,25 24299,46

Equipos

Torre de perforación 240,00 54,43 13064,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Drawworks 86,50 37,10 3209,15 0,00 0,00 0,00 0,00

Compensador 163,00 37,10 6047,30 0,00 0,00 0,00 0,00

Mesa rotatoria 10,50 37,10 389,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Top drive 15,00 37,10 556,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Manejo tuberías 17,00 37,10 630,70 0,00 0,00 0,00 0,00

Bombas de lodo 45,00 31,10 1399,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Motores diésel 110,00 31,10 3421,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Desviador 10,00 34,10 341,00 0,00 0,00 0,00 0,00

BOP 10,54 34,10 359,41 0,00 0,00 0,00 0,00

Manifold 10,19 34,10 347,31 0,00 0,00 0,00 0,00

Equipos de tensión riser (1)

14,20 34,10 484,22 -35,25 -500,55 -24,33 -345,53


14,20 34,10 484,22 35,25 500,55 -24,33 -345,53


14,20 34,10 484,22 -35,25 -500,55 24,33 345,53


14,20 34,10 484,22 35,25 500,55 24,33 345,53

Sistema fondeo(1) 281,00 31,10 8739,10 -35,25 -9905,25 -24,33 -6837,67

Sistema fondeo(2) 281,00 31,10 8739,10 35,25 9905,25 -24,33 -6837,67

Sistema fondeo(3) 281,00 31,10 8739,10 -35,25 -9905,25 24,33 6837,67

Sistema fondeo (4) 281,00 31,10 8739,10 35,25 9905,25 24,33 6837,67

Habilitación 100,00 37,10 3710,00 0,00 0,00 -24,33 -2433,33

Helipuerto 180,00 37,10 6678,00 -35,25 -6345,00 -24,33 -4380,00

Helicóptero 6,40 37,10 237,44 -35,25 -225,60 -24,33 -155,73

Grua 50 t 40,00 37,10 1484,00 35,25 1410,00 24,33 973,33

Grua 60 t 50,00 37,10 1855,00 35,25 1762,50 -24,33 -1216,67

Grua 12.5 t 24,80 37,10 920,08 -35,25 -874,20 -24,33 -603,47

Material en sacos 80,00 0,15 12,00 100,00 12,00 31,10 373,20 0,00 0,00 0,00 0,00

Resto equipo fijo 1418,20 37,10 52615,22 0,00 0,00 0,00 0,00

Ponton Br

Tanque 1 (Líquido perf)

381,63 1,84 702,21 91,70 643,92 1,08 692,22 349,96 -8,69 -5598,65 -18,25 -11751,59

Tanque 3 (Diésel )

318,03 0,98 310,08 94,33 292,50 1,08 314,43 300,00 8,69 2543,14 -18,25 -5338,05


Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

Tanque 9 (Agua perf)

316,12 1,03 324,02 95,00 307,82 1,08 330,91 300,31 25,90 7972,51 -18,25 -5617,75

TL 1 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 -25,90 -20019,50 -18,25 -14106,53

TL extra 11 848,07 1,03 869,28 0,00 0,00 4,30 0,00 0,00 -37,07 0,00 -18,25 0,00

TL extra 12 848,07 1,03 869,28 10,00 86,93 4,30 373,79 84,81 37,07 3222,06 -18,25 -1586,43

TL 3 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 -18,25 -23653,67

Tanque 6 (Cemento) 238,52 2,40 572,45 83,85 480,00 5,38 2580,00 200,00 -6,45 -3096,00 -18,25 -8759,99


238,52 0,88 209,90 83,85 176,00 5,38 946,00 200,00 6,45 1135,20 -18,25 -3212,00

TL 4 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 -18,25 -23653,67

Ponton Er

Tanque 2 (Liquido perf)

381,63 1,84 702,21 91,70 643,92 1,08 692,22 349,96 8,69 5598,65 18,25 11751,59

Tanque 4 (Diésel) 318,03 0,98 310,08 94,33 292,50 1,08 314,43 300,00 -8,69 -2543,14 18,25 5338,05

Tanque 10 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 95,00 307,82 1,08 330,91 300,31 -25,90 -7972,51 18,25 5617,75

TL 2 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 25,90 20019,50 18,25 14106,53

TL extra 13 848,07 1,03 869,28 30,00 260,78 4,30 1121,37 254,42 -37,07 -9666,18 18,25 4759,29

TL extra 14 848,07 1,03 869,28 45,00 391,17 4,30 1682,05 381,63 37,07 14499,27 18,25 7138,93

TL 6 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 18,25 23653,67


318,03 1,00 318,03 94,33 300,00 5,38 1612,48 300,00 -6,45 -1934,97 18,25 5474,92

Tanque 5 (Salmuera) 238,52 1,20 285,89 83,85 239,72 5,38 1288,49 200,00 6,45 1546,19 18,25 4374,89

TL 5 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 18,25 23653,67

Columna Popa Br

TL 7 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Proa Br

TL 8 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Popa Er

TL 9 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 18,25 14900,58

Colmna Proa Er

TL 10 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 18,25 14900,58

Total Δ (Tn) 26280,44 392988,79 1433,27 373,75

KG (m) 14,9537

Xg (m) 0,0545

Yg (m) 0,0142


Operación Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

Estructura



Columna popa Br 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 -18,25 -8767,67

Columna proa Br 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 -18,25 -8767,67

Columna popa Er 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 18,25 8767,67

Column proa Er 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 18,25 8767,67

Ponton Br 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 -18,25 -24299,46

Ponton Er 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 18,25 24299,46

Equipos


Drawworks 86,50 37,10 3209,15 0,00 0,00 0,00 0,00

Compensador 163,00 37,10 6047,30 0,00 0,00 0,00 0,00

Mesa rotatoria 10,50 37,10 389,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Top drive 15,00 37,10 556,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Manejo tuberías 17,00 37,10 630,70 0,00 0,00 0,00 0,00

Bombas de lodo 45,00 31,10 1399,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Motores diesel 110,00 31,10 3421,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Desviador 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

BOP 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Manifold 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


0,00 34,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 35,25 0,00 -24,33 0,00

Equipos de tensón riser (3)

0,00 34,10 0,00 -35,25 0,00 24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 35,25 0,00 24,33 0,00

Sistema fondeo(1) 0,00 31,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00

Sistema fondeo(2) 0,00 31,10 0,00 35,25 0,00 -24,33 0,00

Sistema fondeo(3) 0,00 31,10 0,00 -35,25 0,00 24,33 0,00

Sistema fondeo (4) 0,00 31,10 0,00 35,25 0,00 24,33 0,00

Habilitación 100,00 37,10 3710,00 0,00 0,00 -24,33 -2433,33

Helipuerto 180,00 37,10 6678,00 -35,25 -6345,00 -24,33 -4380,00

Helicóptero 0,00 37,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00

Grua 50 t 40,00 37,10 1484,00 35,25 1410,00 24,33 973,33

Grua 60 t 50,00 37,10 1855,00 35,25 1762,50 -24,33 -1216,67

Grua 12.5 t 24,80 37,10 920,08 -35,25 -874,20 -24,33 -603,47

Material en sacos 80,00 0,15 12,00 100,00 12,00 31,10 373,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Resto equipo fijo

Ponton Br 2311,98 35,60 82306,56 0,00 0,00 0,00 0,00

Tanque 1 ( Líquido perf)

1234,65 32,60 40249,52 0,00 0,00 0,00 0,00

Tanque 3 ( Diésel ) 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 -18,25 -8767,67

Tanque 9 (Agua perf) 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 -18,25 -8767,67


Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

TL 1 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 -25,90 -20019,50 -18,25 -14106,53

TL extra 11 848,07 1,03 869,28 60,00 521,57 4,30 2242,73 508,84 -37,07 -19332,36 -18,25 -9518,58

TL extra 12 848,07 1,03 869,28 80,00 695,42 4,30 2990,31 678,46 37,07 25776,48 -18,25 -12691,44

TL 3 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 -18,25 -23653,67

Tanque 6 (Cemento) 238,52 2,40 572,45 83,85 480,00 5,38 2580,00 200,00 -6,45 -3096,00 -18,25 -8759,99


238,52 0,88 209,90 83,85 176,00 5,38 946,00 200,00 6,45 1135,20 -18,25 -3212,00

TL 4 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 -18,25 -23653,67

Ponton Er


381,63 1,84 702,21 91,70 643,92 1,08 692,22 349,96 8,69 5598,65 18,25 11751,59

Tanque 4 (Diésel) 318,03 0,98 310,08 94,33 292,50 1,08 314,43 300,00 -8,69 -2543,14 18,25 5338,05

Tanque 10 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 95,00 307,82 1,08 330,91 300,31 -25,90 -7972,51 18,25 5617,75

TL 2 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 25,90 20019,50 18,25 14106,53

TL extra 13 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 18,25 15864,30

TL extra 14 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 37,07 32220,60 18,25 15864,30

TL 6 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 18,25 23653,67


318,03 1,00 318,03 94,33 300,00 5,38 1612,48 300,00 -6,45 -1934,97 18,25 5474,92

Tanque 5 (Salmuera) 238,52 1,20 285,89 83,85 239,72 5,38 1288,49 200,00 6,45 1546,19 18,25 4374,89

TL 5 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 18,25 23653,67

Columna Popa Br

TL 7 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Proa Br

TL 8 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Popa Er

TL 9 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 18,25 14900,58

Colmna Proa Er

TL 10 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 18,25 14900,58

Total Δ (Tn) 27279,17 364341,96 47,84 -263,74

KG (m) 13,36

Xg (m) 0,00175

Yg (m) -0,00967


Lastre Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

Estructura



Columna popa Br 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 -18,25 -8767,67

Columna proa Br 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 -18,25 -8767,67

Columna popa Er 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 18,25 8767,67

Column proa Er 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 18,25 8767,67

Ponton Br 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 -18,25 -24299,46

Ponton Er 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 18,25 24299,46

Equipos


Drawworks 86,50 37,10 3209,15 0,00 0,00 0,00 0,00

Compensador 163,00 37,10 6047,30 0,00 0,00 0,00 0,00

Mesa rotatoria 10,50 37,10 389,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Top drive 15,00 37,10 556,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Manejo tuberías 17,00 37,10 630,70 0,00 0,00 0,00 0,00

Bombas de lodo 45,00 31,10 1399,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Motores diesel 110,00 31,10 3421,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Desviador 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

BOP 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Manifold 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


0,00 34,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 35,25 0,00 -24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 -35,25 0,00 24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 35,25 0,00 24,33 0,00

Sistema fondeo(1) 0,00 31,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00

Sistema fondeo(2) 0,00 31,10 0,00 35,25 0,00 -24,33 0,00

Sistema fondeo(3) 0,00 31,10 0,00 -35,25 0,00 24,33 0,00

Sistema fondeo (4) 0,00 31,10 0,00 35,25 0,00 24,33 0,00

Habilitación 100,00 37,10 3710,00 0,00 0,00 -24,33 -2433,33

Helipuerto 180,00 37,10 6678,00 -35,25 -6345,00 -24,33 -4380,00

Helicóptero 0,00 37,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00

Grua 50 t 40,00 37,10 1484,00 35,25 1410,00 24,33 973,33

Grua 60 t 50,00 37,10 1855,00 35,25 1762,50 -24,33 -1216,67

Grua 12.5 t 24,80 37,10 920,08 -35,25 -874,20 -24,33 -603,47



Ponton Br


381,63 1,84 702,21 5,00 35,11 1,08 37,74 19,08 -8,69 -305,27 -18,25 -640,76

Tanque 3 ( Diésel ) 318,03 0,98 310,08 5,00 15,50 1,08 16,67 15,90 8,69 134,80 -18,25 -282,95

Tanque 9 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 5,00 16,20 1,08 17,42 15,81 25,90 419,61 -18,25 -295,67


Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

TL 1 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 -25,90 -20019,50 -18,25 -14106,53

TL extra 11 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 -18,25 -15864,30

TL extra 12 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 37,07 32220,60 -18,25 -15864,30

TL 3 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 -18,25 -23653,67

Tanque 6 (Cemento) 238,52 2,40 572,45 5,00 28,62 5,38 153,85 11,93 -6,45 -184,62 -18,25 -522,36


238,52 0,88 209,90 5,00 10,49 5,38 56,41 11,93 6,45 67,69 -18,25 -191,53

TL 4 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 -18,25 -23653,67

Ponton Er


381,63 1,84 702,21 5,00 35,11 1,08 37,74 19,08 8,69 305,27 18,25 640,76

Tanque 4 (Diésel) 318,03 0,98 310,08 5,00 15,50 1,08 16,67 15,90 -8,69 -134,80 18,25 282,95

Tanque 10 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 5,00 16,20 1,08 17,42 15,81 -25,90 -419,61 18,25 295,67

TL 2 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 25,90 20019,50 18,25 14106,53

TL extra 13 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 18,25 15864,30

TL extra 14 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 37,07 32220,60 18,25 15864,30

TL 6 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 18,25 23653,67


318,03 1,00 318,03 5,00 15,90 5,38 85,47 15,90 -6,45 -102,56 18,25 290,20

Tanque 5 (Salmuera) 238,52 1,20 285,89 5,00 14,29 5,38 76,83 11,93 6,45 92,20 18,25 260,88

TL 5 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 18,25 23653,67

Columna Popa Br

TL 7 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Proa Br

TL 8 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Popa Er

TL 9 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 18,25 14900,58

Colmna Proa Er

TL 10 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 18,25 14900,58

Total Δ (Tn) 24308,08 357998,82 -4173,99 -7822,95

KG (m) 14,73

Xg (m) -0,171712

Yg (m) -0,321825


Lastre Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

Estructura



Columna popa Br 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 -18,25 -8767,67

Columna proa Br 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 -18,25 -8767,67

Columna popa Er 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 18,25 8767,67

Column proa Er 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 18,25 8767,67

Ponton Br 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 -18,25 -24299,46

Ponton Er 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 18,25 24299,46

Equipos


Drawworks 86,50 37,10 3209,15 0,00 0,00 0,00 0,00

Compensador 163,00 37,10 6047,30 0,00 0,00 0,00 0,00

Mesa rotatoria 10,50 37,10 389,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Top drive 15,00 37,10 556,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Manejo tuberías 17,00 37,10 630,70 0,00 0,00 0,00 0,00

Bombas de lodo 45,00 31,10 1399,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Motores diesel 110,00 31,10 3421,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Desviador 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

BOP 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Manifold 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


0,00 34,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 35,25 0,00 -24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 -35,25 0,00 24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 35,25 0,00 24,33 0,00

Sistema fondeo(1) 0,00 31,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00

Sistema fondeo(2) 0,00 31,10 0,00 35,25 0,00 -24,33 0,00

Sistema fondeo(3) 0,00 31,10 0,00 -35,25 0,00 24,33 0,00

Sistema fondeo (4) 0,00 31,10 0,00 35,25 0,00 24,33 0,00

Habilitación 100,00 37,10 3710,00 0,00 0,00 -24,33 -2433,33

Helipuerto 180,00 37,10 6678,00 -35,25 -6345,00 -24,33 -4380,00

Helicóptero 0,00 37,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00

Grua 50 t 40,00 37,10 1484,00 35,25 1410,00 24,33 973,33

Grua 60 t 50,00 37,10 1855,00 35,25 1762,50 -24,33 -1216,67

Grua 12.5 t 24,80 37,10 920,08 -35,25 -874,20 -24,33 -603,47



Ponton Br


381,63 1,84 702,21 5,00 35,11 1,08 37,74 19,08 -8,69 -305,27 -18,25 -640,76

Tanque 3 ( Diésel ) 318,03 0,98 310,08 5,00 15,50 1,08 16,67 15,90 8,69 134,80 -18,25 -282,95

Tanque 9 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 5,00 16,20 1,08 17,42 15,81 25,90 419,61 -18,25 -295,67


Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

TL 1 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 -25,90 -20019,50 -18,25 -14106,53

TL extra 11 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 -18,25 -15864,30

TL extra 12 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 37,07 32220,60 -18,25 -15864,30

TL 3 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 -18,25 -23653,67

Tanque 6 (Cemento) 238,52 2,40 572,45 5,00 28,62 5,38 153,85 11,93 -6,45 -184,62 -18,25 -522,36


238,52 0,88 209,90 5,00 10,49 5,38 56,41 11,93 6,45 67,69 -18,25 -191,53

TL 4 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 -18,25 -23653,67

Ponton Er


381,63 1,84 702,21 5,00 35,11 1,08 37,74 19,08 8,69 305,27 18,25 640,76

Tanque 4 (Diésel) 318,03 0,98 310,08 5,00 15,50 1,08 16,67 15,90 -8,69 -134,80 18,25 282,95

Tanque 10 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 5,00 16,20 1,08 17,42 15,81 -25,90 -419,61 18,25 295,67

TL 2 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 25,90 20019,50 18,25 14106,53

TL extra 13 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 18,25 15864,30

TL extra 14 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 37,07 32220,60 18,25 15864,30

TL 6 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 18,25 23653,67


318,03 1,00 318,03 5,00 15,90 5,38 85,47 15,90 -6,45 -102,56 18,25 290,20

Tanque 5 (Salmuera) 238,52 1,20 285,89 5,00 14,29 5,38 76,83 11,93 6,45 92,20 18,25 260,88

TL 5 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 18,25 23653,67

Columna Popa Br

TL 7 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Proa Br

TL 8 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Popa Er

TL 9 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 18,25 14900,58

Colmna Proa Er

TL 10 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 18,25 14900,58

Total Δ (Tn) 24308,08 357998,82 -4173,99 -7822,95

KG (m) 14,73

Xg (m) -0,171712

Yg (m) -0,321825


Transición Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

Estructura



Columna popa Br 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 -18,25 -8767,67

Columna proa Br 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 -18,25 -8767,67

Columna popa Er 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 18,25 8767,67

Column proa Er 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 18,25 8767,67

Ponton Br 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 -18,25 -24299,46

Ponton Er 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 18,25 24299,46

Equipos


Drawworks 86,50 37,10 3209,15 0,00 0,00 0,00 0,00

Compensador 163,00 37,10 6047,30 0,00 0,00 0,00 0,00

Mesa rotatoria 10,50 37,10 389,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Top drive 15,00 37,10 556,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Manejo tuberías 17,00 37,10 630,70 0,00 0,00 0,00 0,00

Bombas de lodo 45,00 31,10 1399,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Motores diesel 110,00 31,10 3421,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Desviador 10,00 34,10 341,00 0,00 0,00 0,00 0,00

BOP 10,54 34,10 359,41 0,00 0,00 0,00 0,00

Manifold 10,19 34,10 347,31 0,00 0,00 0,00 0,00


14,20 34,10 484,22 -35,25 -500,55 -24,33 -345,53


14,20 34,10 484,22 35,25 500,55 -24,33 -345,53


14,20 34,10 484,22 -35,25 -500,55 24,33 345,53


14,20 34,10 484,22 35,25 500,55 24,33 345,53

Sistema fondeo(1) 281,00 31,10 8739,10 -35,25 -9905,25 -24,33 -6837,67

Sistema fondeo(2) 281,00 31,10 8739,10 35,25 9905,25 -24,33 -6837,67

Sistema fondeo(3) 281,00 31,10 8739,10 -35,25 -9905,25 24,33 6837,67

Sistema fondeo (4) 281,00 31,10 8739,10 35,25 9905,25 24,33 6837,67

Habilitación 100,00 37,10 3710,00 0,00 0,00 -24,33 -2433,33

Helipuerto 180,00 37,10 6678,00 -35,25 -6345,00 -24,33 -4380,00

Helicóptero 6,40 37,10 237,44 -35,25 -225,60 -24,33 -155,73

Grua 50 t 40,00 37,10 1484,00 35,25 1410,00 24,33 973,33

Grua 60 t 50,00 37,10 1855,00 35,25 1762,50 -24,33 -1216,67

Grua 12.5 t 24,80 37,10 920,08 -35,25 -874,20 -24,33 -603,47



Ponton Br


381,63 1,84 702,21 0,00 0,00 1,08 0,00 0,00 -8,69 0,00 -18,25 0,00

Tanque 3 ( Diésel ) 318,03 0,98 310,08 0,00 0,00 1,08 0,00 0,00 8,69 0,00 -18,25 0,00

Tanque 9 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 0,00 0,00 1,08 0,00 0,00 25,90 0,00 -18,25 0,00


Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

TL 1 754,11 1,03 772,96 0,00 0,00 2,15 0,00 0,00 -25,90 0,00 -18,25 0,00

TL extra 11 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 -18,25 -15864,30

TL extra 12 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 37,07 32220,60 -18,25 -15864,30

TL 3 1264,48 1,03 1296,09 0,00 0,00 6,45 0,00 0,00 -25,90 0,00 -18,25 0,00

Tanque 6 (Cemento) 238,52 2,40 572,45 0,00 0,00 5,38 0,00 0,00 -6,45 0,00 -18,25 0,00


238,52 0,88 209,90 0,00 0,00 5,38 0,00 0,00 6,45 0,00 -18,25 0,00

TL 4 1264,48 1,03 1296,09 0,00 0,00 6,45 0,00 0,00 25,90 0,00 -18,25 0,00

Ponton Er


381,63 1,84 702,21 0,00 0,00 1,08 0,00 0,00 8,69 0,00 18,25 0,00

Tanque 4 (Diésel) 318,03 0,98 310,08 0,00 0,00 1,08 0,00 0,00 -8,69 0,00 18,25 0,00

Tanque 10 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 0,00 0,00 1,08 0,00 0,00 -25,90 0,00 18,25 0,00

TL 2 754,11 1,03 772,96 0,00 0,00 2,15 0,00 0,00 25,90 0,00 18,25 0,00

TL extra 13 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 18,25 15864,30

TL extra 14 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 37,07 32220,60 18,25 15864,30

TL 6 1264,48 1,03 1296,09 0,00 0,00 6,45 0,00 0,00 -25,90 0,00 18,25 0,00


318,03 1,00 318,03 0,00 0,00 5,38 0,00 0,00 -6,45 0,00 18,25 0,00

Tanque 5 (Salmuera) 238,52 1,20 285,89 0,00 0,00 5,38 0,00 0,00 6,45 0,00 18,25 0,00

TL 5 1264,48 1,03 1296,09 0,00 0,00 6,45 0,00 0,00 25,90 0,00 18,25 0,00

Columna Popa Br

TL 7 796,56 1,03 816,47 0,00 0,00 11,41 0,00 0,00 -25,90 0,00 -18,25 0,00

Columna Proa Br

TL 8 796,56 1,03 816,47 0,00 0,00 11,41 0,00 0,00 25,90 0,00 -18,25 0,00

Columna Popa Er

TL 9 796,56 1,03 816,47 0,00 0,00 11,41 0,00 0,00 -25,90 0,00 18,25 0,00

Colmna Proa Er

TL 10 796,56 1,03 816,47 0,00 0,00 11,41 0,00 0,00 25,90 0,00 18,25 0,00

Total Δ (Tn) 15326,30 321635,34 -4272,30 -7815,87

KG (m) 20,99

Xg (m) -0,2788

Yg (m) -0,5100


Avería Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

Estructura



Columna popa Br 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 -18,25 -8767,67

Columna proa Br 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 -18,25 -8767,67

Columna popa Er 480,42 19,85 9536,34 -45,67 -21939,18 18,25 8767,67

Column proa Er 480,42 19,85 9536,34 45,67 21939,18 18,25 8767,67

Ponton Br 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 -18,25 -24299,46

Ponton Er 1331,48 4,30 5725,35 0,00 0,00 18,25 24299,46

Equipos


Drawworks 86,50 37,10 3209,15 0,00 0,00 0,00 0,00

Compensador 163,00 37,10 6047,30 0,00 0,00 0,00 0,00

Mesa rotatoria 10,50 37,10 389,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Top drive 15,00 37,10 556,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Manejo tuberías 17,00 37,10 630,70 0,00 0,00 0,00 0,00

Bombas de lodo 45,00 31,10 1399,50 0,00 0,00 0,00 0,00

Motores diesel 110,00 31,10 3421,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Desviador 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

BOP 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Manifold 0,00 34,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


0,00 34,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 35,25 0,00 -24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 -35,25 0,00 24,33 0,00


0,00 34,10 0,00 35,25 0,00 24,33 0,00

Sistema fondeo(1) 0,00 31,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00

Sistema fondeo(2) 0,00 31,10 0,00 35,25 0,00 -24,33 0,00

Sistema fondeo(3) 0,00 31,10 0,00 -35,25 0,00 24,33 0,00

Sistema fondeo (4) 0,00 31,10 0,00 35,25 0,00 24,33 0,00

Habilitación 100,00 37,10 3710,00 0,00 0,00 -24,33 -2433,33

Helipuerto 180,00 37,10 6678,00 -35,25 -6345,00 -24,33 -4380,00

Helicóptero 0,00 37,10 0,00 -35,25 0,00 -24,33 0,00

Grua 50 t 40,00 37,10 1484,00 35,25 1410,00 24,33 973,33

Grua 60 t 50,00 37,10 1855,00 35,25 1762,50 -24,33 -1216,67

Grua 12.5 t 24,80 37,10 920,08 -35,25 -874,20 -24,33 -603,47



Ponton Br


381,63 1,84 702,21 91,70 643,92 1,08 692,22 349,96 -8,69 -5598,65 -18,25 -11751,59

Tanque 3 ( Diésel ) 318,03 0,98 310,08 94,33 292,50 1,08 314,43 300,00 8,69 2543,14 -18,25 -5338,05

Tanque 9 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 95,00 307,82 1,08 330,91 300,31 25,90 7972,51 -18,25 -5617,75


Capacidad


Peso_max (Tn)

Llenado (%)

Peso ( Tn)

Zg (m)

Zg*Peso (Tn*m)

Carga ( m3)

Xg (m)

Xg*Peso (Tn*m)

Yg (m)

Yg*Peso (Tn*m)

TL 1 754,11 1,03 772,96 100,00 772,96 2,15 1661,87 754,11 -25,90 -20019,50 -18,25 -14106,53

TL extra 11 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 -18,25 -15864,30

TL extra 12 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 37,07 32220,60 -18,25 -15864,30

TL 3 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 -18,25 -23653,67

Tanque 6 (Cemento) 238,52 2,40 572,45 83,85 480,00 5,38 2580,00 200,00 -6,45 -3096,00 -18,25 -8759,99


238,52 0,88 209,90 83,85 176,00 5,38 946,00 200,00 6,45 1135,20 -18,25 -3212,00

TL 4 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 25,90 33568,45 -18,25 -23653,67

Ponton Er


381,63 1,84 702,21 0,00 0,00 1,08 0,00 0,00 8,69 0,00 18,25 0,00

Tanque 4 (Diésel) 318,03 0,98 310,08 94,33 292,50 1,08 314,43 300,00 -8,69 -2543,14 18,25 5338,05

Tanque 10 (Agua perf) 316,12 1,03 324,02 95,00 307,82 1,08 330,91 300,31 -25,90 -7972,51 18,25 5617,75

TL 2 754,11 1,03 772,96 0,00 0,00 2,15 0,00 0,00 25,90 0,00 18,25 0,00

TL extra 13 848,07 1,03 869,28 100,00 869,28 4,30 3737,89 848,07 -37,07 -32220,60 18,25 15864,30

TL extra 14 848,07 1,03 869,28 0,00 0,00 4,30 0,00 0,00 37,07 0,00 18,25 0,00

TL 6 1264,48 1,03 1296,09 100,00 1296,09 6,45 8359,79 1264,48 -25,90 -33568,45 18,25 23653,67


318,03 1,00 318,03 94,33 300,00 5,38 1612,48 300,00 -6,45 -1934,97 18,25 5474,92

Tanque 5 (Salmuera) 238,52 1,20 285,89 0,00 0,00 5,38 0,00 0,00 6,45 0,00 18,25 0,00

TL 5 1264,48 1,03 1296,09 0,00 0,00 6,45 0,00 0,00 25,90 0,00 18,25 0,00

Columna Popa Br

TL 7 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Proa Br

TL 8 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 25,90 21146,38 -18,25 -14900,58

Columna Popa Er

TL 9 796,56 1,03 816,47 100,00 816,47 11,41 9315,71 9088,49 -25,90 -21146,38 18,25 14900,58

Colmna Proa Er

TL 10 796,56 1,03 816,47 0,00 0,00 11,41 0,00 0,00 25,90 0,00 18,25 0,00

Inund. ponton 5410,89 1,03 5546,16 100,00 5546,16 4,30 23848,48 23266,81 8,69 48221,63 18,25 101217,39

Inund. columna 3251,25 1,03 3332,53 100,00 3332,53 19,85 66150,75 64537,31 25,90 86311,76 18,25 60818,70

Total Δ (Tn) 32040,98 431527,96 14037,33 67602,21

KG (m) 13,468

Xg (m) 0,4381

Yg (m) 2,1099

Apéndice IV. Resistencia Longitudinal

Plena Carga Operación Lastre Transición

X (m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

0 86,9 0,0 -86,9 0,0 0,0 61,8 0,0 -61,8 0,0 0,0 61,5 0,0 -61,5 0,0 0,0 86,9 0,0 -86,9 0,0 0,0

0,5 86,9 0,0 -86,9 -43,5 -21,7 61,8 0,0 -61,8 -30,9 -15,5 61,5 0,0 -61,5 -30,8 -15,4 86,9 0,0 -86,9 -43,5 -21,7

1 86,9 0,0 -86,9 -86,9 -54,3 61,8 0,0 -61,8 -61,8 -38,6 61,5 0,0 -61,5 -61,5 -38,5 86,9 0,0 -86,9 -86,9 -54,3

1,5 86,9 0,0 -86,9 -130,4 -108,7 61,8 0,0 -61,8 -92,7 -77,3 61,5 0,0 -61,5 -92,3 -76,9 86,9 0,0 -86,9 -130,4 -108,7

2 86,9 0,0 -86,9 -173,9 -184,7 61,8 0,0 -61,8 -123,6 -131,3 61,5 0,0 -61,5 -123,1 -130,8 86,9 0,0 -86,9 -173,9 -184,7

2,5 86,9 0,0 -86,9 -217,3 -282,5 61,8 0,0 -61,8 -154,5 -200,9 61,5 0,0 -61,5 -153,8 -200,0 86,9 0,0 -86,9 -217,3 -282,5

3 86,9 0,0 -86,9 -260,8 -402,0 61,8 0,0 -61,8 -185,4 -285,8 61,5 0,0 -61,5 -184,6 -284,6 86,9 0,0 -86,9 -260,8 -402,0

3,5 86,9 0,0 -86,9 -304,2 -543,3 61,8 0,0 -61,8 -216,3 -386,3 61,5 0,0 -61,5 -215,4 -384,6 86,9 0,0 -86,9 -304,2 -543,3

4 148,2 231,9 83,7 -305,1 -695,6 254,5 228,1 -26,4 -238,4 -500,0 294,7 258,8 -35,9 -239,7 -498,3 320,0 167,4 -152,6 -364,1 -710,4

4,5 148,2 231,9 83,7 -263,2 -837,7 254,5 228,1 -26,4 -251,6 -622,4 294,7 258,8 -35,9 -257,6 -622,7 320,0 167,4 -152,6 -440,5 -911,5

5 148,2 231,9 83,7 -221,4 -958,9 254,5 228,1 -26,4 -264,8 -751,5 294,7 258,8 -35,9 -275,6 -756,0 320,0 167,4 -152,6 -516,8 -1150,9

5,5 148,2 231,9 83,7 -179,6 -1059,1 254,5 228,1 -26,4 -278,0 -887,2 294,7 258,8 -35,9 -293,5 -898,3 320,0 167,4 -152,6 -593,1 -1428,3

6 148,2 231,9 83,7 -137,7 -1138,4 254,5 228,1 -26,4 -291,2 -1029,5 294,7 258,8 -35,9 -311,4 -1049,5 320,0 167,4 -152,6 -669,4 -1744,0

6,5 148,2 231,9 83,7 -95,9 -1196,8 254,5 228,1 -26,4 -304,4 -1178,5 294,7 258,8 -35,9 -329,4 -1209,7 320,0 167,4 -152,6 -745,7 -2097,7

7 148,2 231,9 83,7 -54,1 -1234,3 254,5 228,1 -26,4 -317,6 -1334,0 294,7 258,8 -35,9 -347,3 -1378,9 320,0 167,4 -152,6 -822,1 -2489,7

7,5 148,2 231,9 83,7 -12,2 -1250,9 254,5 228,1 -26,4 -330,9 -1496,1 294,7 258,8 -35,9 -365,2 -1557,0 320,0 167,4 -152,6 -898,4 -2919,8

8 148,2 231,9 83,7 29,6 -1246,6 254,5 228,1 -26,4 -344,1 -1664,8 294,7 258,8 -35,9 -383,2 -1744,1 320,0 167,4 -152,6 -974,7 -3388,1

8,5 148,2 231,9 83,7 71,4 -1221,3 254,5 228,1 -26,4 -357,3 -1840,2 294,7 258,8 -35,9 -401,1 -1940,1 320,0 167,4 -152,6 -1051,0 -3894,5

9 148,2 231,9 83,7 113,2 -1175,2 254,5 228,1 -26,4 -370,5 -2022,1 294,7 258,8 -35,9 -419,0 -2145,2 320,0 167,4 -152,6 -1127,3 -4439,1

9,5 148,2 231,9 83,7 155,1 -1108,1 254,5 228,1 -26,4 -383,7 -2210,6 294,7 258,8 -35,9 -436,9 -2359,1 320,0 167,4 -152,6 -1203,7 -5021,8

10 148,2 231,9 83,7 196,9 -1020,1 254,5 228,1 -26,4 -396,9 -2405,8 294,7 258,8 -35,9 -454,9 -2582,1 320,0 167,4 -152,6 -1280,0 -5642,7

10,5 148,2 231,9 83,7 238,7 -911,2 254,5 228,1 -26,4 -410,1 -2607,5 294,7 258,8 -35,9 -472,8 -2814,0 320,0 167,4 -152,6 -1356,3 -6301,8

11 148,2 231,9 83,7 280,6 -781,4 254,5 228,1 -26,4 -423,3 -2815,9 294,7 258,8 -35,9 -490,7 -3054,9 320,0 167,4 -152,6 -1432,6 -6999,0

11,5 148,2 231,9 83,7 322,4 -630,6 254,5 228,1 -26,4 -436,5 -3030,9 294,7 258,8 -35,9 -508,7 -3304,8 320,0 167,4 -152,6 -1508,9 -7734,4

12 148,2 231,9 83,7 364,2 -459,0 254,5 228,1 -26,4 -449,8 -3252,4 294,7 258,8 -35,9 -526,6 -3563,6 320,0 167,4 -152,6 -1585,3 -8508,0

12,5 148,2 231,9 83,7 406,1 -266,4 254,5 228,1 -26,4 -463,0 -3480,6 294,7 258,8 -35,9 -544,5 -3831,4 320,0 167,4 -152,6 -1661,6 -9319,7

12,6 390,8 347,8 -43,0 408,1 -225,7 365,7 382,3 16,6 -463,5 -3526,9 348,3 289,0 -59,3 -549,3 -3886,0 174,7 181,3 6,6 -1668,9 -9486,2

13 390,8 347,8 -43,0 390,9 -65,9 365,7 382,3 16,6 -456,8 -3711,0 348,3 289,0 -59,3 -573,0 -4110,5 174,7 181,3 6,6 -1666,2 -10153,2

13,5 390,8 347,8 -43,0 369,4 124,2 365,7 382,3 16,6 -448,5 -3937,3 348,3 289,0 -59,3 -602,6 -4404,4 174,7 181,3 6,6 -1663,0 -10985,5

14 390,8 347,8 -43,0 347,9 303,5 365,7 382,3 16,6 -440,2 -4159,5 348,3 289,0 -59,3 -632,2 -4713,1 174,7 181,3 6,6 -1659,7 -11816,2

14,5 390,8 347,8 -43,0 326,4 472,0 365,7 382,3 16,6 -431,9 -4377,6 348,3 289,0 -59,3 -661,9 -5036,6 174,7 181,3 6,6 -1656,4 -12645,2

15 390,8 347,8 -43,0 304,9 629,8 365,7 382,3 16,6 -423,6 -4591,5 348,3 289,0 -59,3 -691,5 -5375,0 174,7 181,3 6,6 -1653,1 -13472,6

15,17 528,0 347,8 -180,2 285,9 680,1 502,9 382,3 -120,6 -432,5 -4664,2 485,5 289,0 -196,5 -713,2 -5494,4 174,7 181,3 6,6 -1652,0 -13753,5

15,5 528,0 347,8 -180,2 226,4 764,6 502,9 382,3 -120,6 -472,3 -4813,5 485,5 289,0 -196,5 -778,1 -5740,5 174,7 181,3 6,6 -1649,8 -14298,3

16 528,0 347,8 -180,2 136,3 855,3 502,9 382,3 -120,6 -532,6 -5064,7 485,5 289,0 -196,5 -876,3 -6154,1 174,7 181,3 6,6 -1646,5 -15122,4

16,5 528,0 347,8 -180,2 46,2 900,9 502,9 382,3 -120,6 -592,9 -5346,1 485,5 289,0 -196,5 -974,6 -6616,8 174,7 181,3 6,6 -1643,2 -15944,8

17 528,0 347,8 -180,2 -43,9 901,4 502,9 382,3 -120,6 -653,2 -5657,7 485,5 289,0 -196,5 -1072,8 -7128,6 174,7 181,3 6,6 -1639,9 -16765,6

17,5 528,0 347,8 -180,2 -134,1 856,9 502,9 382,3 -120,6 -713,6 -5999,4 485,5 289,0 -196,5 -1171,0 -7689,6 174,7 181,3 6,6 -1636,7 -17584,7

18 528,0 347,8 -180,2 -224,2 767,4 502,9 382,3 -120,6 -773,9 -6371,2 485,5 289,0 -196,5 -1269,3 -8299,7 174,7 181,3 6,6 -1633,4 -18402,3

18,5 528,0 347,8 -180,2 -314,3 632,8 502,9 382,3 -120,6 -834,2 -6773,3 485,5 289,0 -196,5 -1367,5 -8958,9 174,7 181,3 6,6 -1630,1 -19218,1

19 528,0 347,8 -180,2 -404,4 453,1 502,9 382,3 -120,6 -894,5 -7205,4 485,5 289,0 -196,5 -1465,8 -9667,2 174,7 181,3 6,6 -1626,8 -20032,3

19,5 528,0 347,8 -180,2 -494,5 228,4 502,9 382,3 -120,6 -954,8 -7667,8 485,5 289,0 -196,5 -1564,0 -10424,6 174,7 181,3 6,6 -1623,5 -20844,9

20 528,0 347,8 -180,2 -584,6 -41,4 502,9 382,3 -120,6 -1015,2 -8160,3 485,5 289,0 -196,5 -1662,2 -11231,2 174,7 181,3 6,6 -1620,2 -21655,8

20,5 528,0 347,8 -180,2 -674,8 -356,3 502,9 382,3 -120,6 -1075,5 -8682,9 485,5 289,0 -196,5 -1760,5 -12086,9 174,7 181,3 6,6 -1616,9 -22465,1


X (m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

21 528,0 347,8 -180,2 -764,9 -716,2 502,9 382,3 -120,6 -1135,8 -9235,7 485,5 289,0 -196,5 -1858,7 -12991,7 174,7 181,3 6,6 -1613,6 -23272,8

21,5 528,0 347,8 -180,2 -855,0 -1121,2 502,9 382,3 -120,6 -1196,1 -9818,7 485,5 289,0 -196,5 -1957,0 -13945,6 174,7 181,3 6,6 -1610,4 -24078,8

22 528,0 347,8 -180,2 -945,1 -1571,2 502,9 382,3 -120,6 -1256,4 -10431,8 485,5 289,0 -196,5 -2055,2 -14948,7 174,7 181,3 6,6 -1607,1 -24883,1

22,5 528,0 347,8 -180,2 -1035,2 -2066,3 502,9 382,3 -120,6 -1316,7 -11075,1 485,5 289,0 -196,5 -2153,5 -16000,8 174,7 181,3 6,6 -1603,8 -25685,8

23 528,0 347,8 -180,2 -1125,3 -2606,4 502,9 382,3 -120,6 -1377,1 -11748,6 485,5 289,0 -196,5 -2251,7 -17102,1 174,7 181,3 6,6 -1600,5 -26486,9

23,5 504,3 347,8 -156,5 -1209,5 -3190,1 503,7 382,3 -121,4 -1437,6 -12452,2 486,3 289,0 -197,3 -2350,1 -18252,6 150,8 181,3 30,5 -1591,2 -27284,8

24 504,3 347,8 -156,5 -1287,8 -3814,5 503,7 382,3 -121,4 -1498,3 -13186,2 486,3 289,0 -197,3 -2448,8 -19452,3 150,8 181,3 30,5 -1576,0 -28076,6

24,5 504,3 347,8 -156,5 -1366,1 -4477,9 503,7 382,3 -121,4 -1559,0 -13950,5 486,3 289,0 -197,3 -2547,4 -20701,4 150,8 181,3 30,5 -1560,7 -28860,8

25 504,3 347,8 -156,5 -1444,4 -5180,5 503,7 382,3 -121,4 -1619,7 -14745,2 486,3 289,0 -197,3 -2646,1 -21999,7 150,8 181,3 30,5 -1545,4 -29637,3

25,5 504,3 347,8 -156,5 -1522,6 -5922,3 503,7 382,3 -121,4 -1680,4 -15570,2 486,3 289,0 -197,3 -2744,7 -23347,4 150,8 181,3 30,5 -1530,2 -30406,2

26 504,3 347,8 -156,5 -1600,9 -6703,2 503,7 382,3 -121,4 -1741,1 -16425,6 486,3 289,0 -197,3 -2843,4 -24744,4 150,8 181,3 30,5 -1514,9 -31167,5

26,5 504,3 347,8 -156,5 -1679,2 -7523,2 503,7 382,3 -121,4 -1801,8 -17311,3 486,3 289,0 -197,3 -2942,0 -26190,8 150,8 181,3 30,5 -1499,7 -31921,1

27 504,3 347,8 -156,5 -1757,4 -8382,3 503,7 382,3 -121,4 -1862,5 -18227,4 486,3 289,0 -197,3 -3040,6 -27686,4 150,8 181,3 30,5 -1484,4 -32667,1

27,07 367,1 347,8 -19,3 -1763,6 -8505,6 366,5 382,3 15,8 -1866,2 -18357,9 349,1 289,0 -60,1 -3049,7 -27899,6 150,8 181,3 30,5 -1482,3 -32771,0

27,5 367,1 347,8 -19,3 -1771,9 -9265,7 366,5 382,3 15,8 -1859,4 -19158,9 349,1 289,0 -60,1 -3075,5 -29216,5 150,8 181,3 30,5 -1469,1 -33405,5

28 367,1 347,8 -19,3 -1781,6 -10154,1 366,5 382,3 15,8 -1851,5 -20086,6 349,1 289,0 -60,1 -3105,5 -30761,8 150,8 181,3 30,5 -1453,9 -34136,3

28,5 367,1 347,8 -19,3 -1791,2 -11047,3 366,5 382,3 15,8 -1843,6 -21010,4 349,1 289,0 -60,1 -3135,6 -32322,0 150,8 181,3 30,5 -1438,6 -34859,4

29 367,1 347,8 -19,3 -1800,9 -11945,3 366,5 382,3 15,8 -1835,7 -21930,2 349,1 289,0 -60,1 -3165,6 -33897,3 150,8 181,3 30,5 -1423,3 -35574,9

29,5 367,1 347,8 -19,3 -1810,5 -12848,1 366,5 382,3 15,8 -1827,8 -22846,1 349,1 289,0 -60,1 -3195,6 -35487,6 150,8 181,3 30,5 -1408,1 -36282,7

29,6 165,3 295,8 130,6 -1805,0 -13028,9 164,6 295,8 131,2 -1820,4 -23028,5 97,1 289,0 191,9 -3189,0 -35806,9 93,9 181,3 87,4 -1402,2 -36423,3

30 165,3 295,8 130,6 -1752,7 -13740,5 164,6 295,8 131,2 -1767,9 -23746,2 97,1 289,0 191,9 -3112,3 -37067,1 93,9 181,3 87,4 -1367,2 -36977,1

30,5 165,3 295,8 130,6 -1687,5 -14600,5 164,6 295,8 131,2 -1702,3 -24613,7 97,1 289,0 191,9 -3016,4 -38599,3 93,9 181,3 87,4 -1323,6 -37649,8

31 165,3 295,8 130,6 -1622,2 -15427,9 164,6 295,8 131,2 -1636,7 -25448,5 97,1 289,0 191,9 -2920,4 -40083,5 93,9 181,3 87,4 -1279,9 -38300,7

31,5 165,3 295,8 130,6 -1556,9 -16222,7 164,6 295,8 131,2 -1571,1 -26250,4 97,1 289,0 191,9 -2824,5 -41519,7 93,9 181,3 87,4 -1236,2 -38929,7

32 165,3 295,8 130,6 -1491,6 -16984,8 164,6 295,8 131,2 -1505,5 -27019,6 97,1 289,0 191,9 -2728,6 -42908,0 93,9 181,3 87,4 -1192,5 -39536,9

32,5 165,3 295,8 130,6 -1426,3 -17714,3 164,6 295,8 131,2 -1439,9 -27755,9 97,1 289,0 191,9 -2632,6 -44248,2 93,9 181,3 87,4 -1148,8 -40122,2

33 165,3 295,8 130,6 -1361,0 -18411,1 164,6 295,8 131,2 -1374,2 -28459,4 97,1 289,0 191,9 -2536,7 -45540,6 93,9 181,3 87,4 -1105,1 -40685,7

33,5 165,3 295,8 130,6 -1295,7 -19075,3 164,6 295,8 131,2 -1308,6 -29130,2 97,1 289,0 191,9 -2440,8 -46784,9 93,9 181,3 87,4 -1061,4 -41227,3

34 165,3 295,8 130,6 -1230,4 -19706,8 164,6 295,8 131,2 -1243,0 -29768,1 97,1 289,0 191,9 -2344,8 -47981,3 93,9 181,3 87,4 -1017,7 -41747,1

34,1 202,5 295,8 93,4 -1219,2 -19829,3 201,8 295,8 94,0 -1231,7 -29891,8 99,3 289,0 189,6 -2325,7 -48214,9 93,9 181,3 87,4 -1009,0 -41848,4

34,5 202,5 295,8 93,4 -1181,9 -20309,5 201,8 295,8 94,0 -1194,1 -30377,0 99,3 289,0 189,6 -2249,9 -49130,0 93,9 181,3 87,4 -974,0 -42245,1

35 202,5 295,8 93,4 -1135,2 -20888,8 201,8 295,8 94,0 -1147,1 -30962,3 99,3 289,0 189,6 -2155,1 -50231,2 93,9 181,3 87,4 -930,4 -42721,2

35,5 202,5 295,8 93,4 -1088,5 -21444,7 201,8 295,8 94,0 -1100,1 -31524,1 99,3 289,0 189,6 -2060,2 -51285,0 93,9 181,3 87,4 -886,7 -43175,4

36 202,5 295,8 93,4 -1041,8 -21977,3 201,8 295,8 94,0 -1053,1 -32062,4 99,3 289,0 189,6 -1965,4 -52291,5 93,9 181,3 87,4 -843,0 -43607,8

36,5 202,5 295,8 93,4 -995,1 -22486,5 201,8 295,8 94,0 -1006,1 -32577,2 99,3 289,0 189,6 -1870,6 -53250,5 93,9 181,3 87,4 -799,3 -44018,4

36,8 214,2 295,8 81,6 -968,9 -22781,1 213,6 295,8 82,3 -979,6 -32875,1 111,1 289,0 177,9 -1815,5 -53803,4 105,7 181,3 75,6 -774,8 -44254,5

37 214,2 295,8 81,6 -952,6 -22973,3 213,6 295,8 82,3 -963,2 -33069,4 111,1 289,0 177,9 -1779,9 -54162,9 105,7 181,3 75,6 -759,7 -44408,0

37,5 214,2 295,8 81,6 -911,8 -23439,4 213,6 295,8 82,3 -922,1 -33540,7 111,1 289,0 177,9 -1690,9 -55030,6 105,7 181,3 75,6 -721,9 -44778,4

38 214,2 295,8 81,6 -871,0 -23885,0 213,6 295,8 82,3 -880,9 -33991,4 111,1 289,0 177,9 -1602,0 -55853,8 105,7 181,3 75,6 -684,1 -45129,9

38,5 214,2 295,8 81,6 -830,2 -24310,3 213,6 295,8 82,3 -839,8 -34421,6 111,1 289,0 177,9 -1513,1 -56632,6 105,7 181,3 75,6 -646,3 -45462,5

39 214,2 295,8 81,6 -789,4 -24715,2 213,6 295,8 82,3 -798,7 -34831,2 111,1 289,0 177,9 -1424,1 -57366,9 105,7 181,3 75,6 -608,5 -45776,2

39,5 214,2 295,8 81,6 -748,6 -25099,7 213,6 295,8 82,3 -757,5 -35220,3 111,1 289,0 177,9 -1335,2 -58056,7 105,7 181,3 75,6 -570,7 -46071,0

40 214,2 295,8 81,6 -707,8 -25463,8 213,6 295,8 82,3 -716,4 -35588,8 111,1 289,0 177,9 -1246,2 -58702,1 105,7 181,3 75,6 -532,9 -46346,9

40,5 214,2 295,8 81,6 -666,9 -25807,4 213,6 295,8 82,3 -675,3 -35936,7 111,1 289,0 177,9 -1157,3 -59303,0 105,7 181,3 75,6 -495,1 -46603,9

41 214,2 295,8 81,6 -626,1 -26130,7 213,6 295,8 82,3 -634,2 -36264,0 111,1 289,0 177,9 -1068,4 -59859,4 105,7 181,3 75,6 -457,3 -46842,0


X (m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

41,5 214,2 295,8 81,6 -585,3 -26433,6 213,6 295,8 82,3 -593,0 -36570,8 111,1 289,0 177,9 -979,4 -60371,3 105,7 181,3 75,6 -419,5 -47061,2

42 214,2 295,8 81,6 -544,5 -26716,1 213,6 295,8 82,3 -551,9 -36857,1 111,1 289,0 177,9 -890,5 -60838,8 105,7 181,3 75,6 -381,7 -47261,5

42,5 214,2 295,8 81,6 -503,7 -26978,1 213,6 295,8 82,3 -510,8 -37122,7 111,1 289,0 177,9 -801,5 -61261,8 105,7 181,3 75,6 -343,9 -47442,9

43 214,2 295,8 81,6 -462,9 -27219,8 213,6 295,8 82,3 -469,6 -37367,8 111,1 289,0 177,9 -712,6 -61640,3 105,7 181,3 75,6 -306,1 -47605,3

43,5 214,2 295,8 81,6 -422,1 -27441,1 213,6 295,8 82,3 -428,5 -37592,4 111,1 289,0 177,9 -623,6 -61974,4 105,7 181,3 75,6 -268,3 -47748,9

44 214,2 295,8 81,6 -381,3 -27641,9 213,6 295,8 82,3 -387,4 -37796,3 111,1 289,0 177,9 -534,7 -62264,0 105,7 181,3 75,6 -230,4 -47873,6

44,5 214,2 295,8 81,6 -340,5 -27822,4 213,6 295,8 82,3 -346,2 -37979,7 111,1 289,0 177,9 -445,8 -62509,1 105,7 181,3 75,6 -192,6 -47979,4

45 214,2 295,8 81,6 -299,7 -27982,4 213,6 295,8 82,3 -305,1 -38142,6 111,1 289,0 177,9 -356,8 -62709,7 105,7 181,3 75,6 -154,8 -48066,2

45,5 214,2 295,8 81,6 -258,9 -28122,1 213,6 295,8 82,3 -264,0 -38284,9 111,1 289,0 177,9 -267,9 -62865,9 105,7 181,3 75,6 -117,0 -48134,2

46 214,2 295,8 81,6 -218,1 -28241,4 213,6 295,8 82,3 -222,9 -38406,6 111,1 289,0 177,9 -178,9 -62977,6 105,7 181,3 75,6 -79,2 -48183,3

46,5 214,2 295,8 81,6 -177,3 -28340,2 213,6 295,8 82,3 -181,7 -38507,7 111,1 289,0 177,9 -90,0 -63044,8 105,7 181,3 75,6 -41,4 -48213,4

47 192,0 295,8 103,8 -131,0 -28417,3 191,4 295,8 104,5 -135,0 -38586,9 109,9 289,0 179,1 -0,8 -63067,5 105,7 181,3 75,6 -3,6 -48224,7

47,5 192,0 295,8 103,8 -79,0 -28469,8 191,4 295,8 104,5 -82,8 -38641,4 109,9 289,0 179,1 88,8 -63045,5 105,7 181,3 75,6 34,2 -48217,0

48 192,0 295,8 103,8 -27,1 -28496,3 191,4 295,8 104,5 -30,6 -38669,7 109,9 289,0 179,1 178,3 -62978,7 105,7 181,3 75,6 72,0 -48190,5

48,5 192,0 295,8 103,8 24,8 -28496,9 191,4 295,8 104,5 21,7 -38671,9 109,9 289,0 179,1 267,9 -62867,2 105,7 181,3 75,6 109,8 -48145,0

49 192,0 295,8 103,8 76,7 -28471,5 191,4 295,8 104,5 73,9 -38648,0 109,9 289,0 179,1 357,4 -62710,8 105,7 181,3 75,6 147,6 -48080,7

49,5 192,0 295,8 103,8 128,6 -28420,2 191,4 295,8 104,5 126,2 -38598,0 109,9 289,0 179,1 447,0 -62509,7 105,7 181,3 75,6 185,4 -47997,4

50 192,0 295,8 103,8 180,5 -28342,9 191,4 295,8 104,5 178,4 -38521,8 109,9 289,0 179,1 536,5 -62263,9 105,7 181,3 75,6 223,2 -47895,3

50,5 192,0 295,8 103,8 232,5 -28239,7 191,4 295,8 104,5 230,7 -38419,6 109,9 289,0 179,1 626,1 -61973,2 105,7 181,3 75,6 261,0 -47774,2

51 192,0 295,8 103,8 284,4 -28110,5 191,4 295,8 104,5 282,9 -38291,2 109,9 289,0 179,1 715,6 -61637,8 105,7 181,3 75,6 298,8 -47634,2

51,5 192,0 295,8 103,8 336,3 -27955,3 191,4 295,8 104,5 335,1 -38136,7 109,9 289,0 179,1 805,2 -61257,6 105,7 181,3 75,6 336,6 -47475,4

52 192,0 295,8 103,8 388,2 -27774,2 191,4 295,8 104,5 387,4 -37956,1 109,9 289,0 179,1 894,7 -60832,6 105,7 181,3 75,6 374,4 -47297,6

52,5 192,0 295,8 103,8 440,1 -27567,1 191,4 295,8 104,5 439,6 -37749,3 109,9 289,0 179,1 984,3 -60362,9 105,7 181,3 75,6 412,2 -47100,9

53 192,0 295,8 103,8 492,0 -27334,1 191,4 295,8 104,5 491,9 -37516,4 109,9 289,0 179,1 1073,8 -59848,4 105,7 181,3 75,6 450,1 -46885,4

53,5 192,0 295,8 103,8 543,9 -27075,1 191,4 295,8 104,5 544,1 -37257,4 109,9 289,0 179,1 1163,4 -59289,1 105,7 181,3 75,6 487,9 -46650,9

54 192,0 295,8 103,8 595,9 -26790,1 191,4 295,8 104,5 596,3 -36972,3 109,9 289,0 179,1 1252,9 -58685,0 105,7 181,3 75,6 525,7 -46397,5

54,5 192,0 295,8 103,8 647,8 -26479,2 191,4 295,8 104,5 648,6 -36661,1 109,9 289,0 179,1 1342,5 -58036,2 105,7 181,3 75,6 563,5 -46125,2

55 192,0 295,8 103,8 699,7 -26142,4 191,4 295,8 104,5 700,8 -36323,7 109,9 289,0 179,1 1432,0 -57342,6 105,7 181,3 75,6 601,3 -45834,0

55,5 192,0 295,8 103,8 751,6 -25779,5 191,4 295,8 104,5 753,1 -35960,3 109,9 289,0 179,1 1521,5 -56604,2 105,7 181,3 75,6 639,1 -45523,9

56 192,0 295,8 103,8 803,5 -25390,7 191,4 295,8 104,5 805,3 -35570,7 109,9 289,0 179,1 1611,1 -55821,0 105,7 181,3 75,6 676,9 -45194,9

56,5 192,0 295,8 103,8 855,4 -24976,0 191,4 295,8 104,5 857,6 -35154,9 109,9 289,0 179,1 1700,6 -54993,1 105,7 181,3 75,6 714,7 -44847,0

57 192,0 295,8 103,8 907,3 -24535,3 191,4 295,8 104,5 909,8 -34713,1 109,9 289,0 179,1 1790,2 -54120,4 105,7 181,3 75,6 752,5 -44480,2

57,2 180,2 295,8 115,6 929,3 -24351,7 179,6 295,8 116,2 931,9 -34528,9 98,1 289,0 190,9 1827,2 -53758,6 93,9 181,3 87,4 768,8 -44328,1

57,5 180,2 295,8 115,6 964,0 -24067,7 179,6 295,8 116,2 966,7 -34244,1 98,1 289,0 190,9 1884,4 -53201,9 93,9 181,3 87,4 795,0 -44093,5

58 180,2 295,8 115,6 1021,8 -23571,2 179,6 295,8 116,2 1024,9 -33746,2 98,1 289,0 190,9 1979,9 -52235,8 93,9 181,3 87,4 838,7 -43685,1

58,5 180,2 295,8 115,6 1079,6 -23045,9 179,6 295,8 116,2 1083,0 -33219,3 98,1 289,0 190,9 2075,3 -51222,0 93,9 181,3 87,4 882,4 -43254,8

59 180,2 295,8 115,6 1137,4 -22491,7 179,6 295,8 116,2 1141,1 -32663,2 98,1 289,0 190,9 2170,7 -50160,5 93,9 181,3 87,4 926,1 -42802,7

59,5 180,2 295,8 115,6 1195,2 -21908,5 179,6 295,8 116,2 1199,2 -32078,1 98,1 289,0 190,9 2266,2 -49051,3 93,9 181,3 87,4 969,8 -42328,8

59,9 148,0 295,8 147,8 1247,8 -21419,9 147,4 295,8 148,5 1252,2 -31587,9 96,2 289,0 192,8 2342,9 -48129,5 93,9 181,3 87,4 1004,7 -41933,9

60 148,0 295,8 147,8 1262,6 -21294,4 147,4 295,8 148,5 1267,0 -31461,9 96,2 289,0 192,8 2362,2 -47894,2 93,9 181,3 87,4 1013,5 -41833,0

60,5 148,0 295,8 147,8 1336,5 -20644,6 147,4 295,8 148,5 1341,3 -30809,8 96,2 289,0 192,8 2458,6 -46689,1 93,9 181,3 87,4 1057,1 -41315,3

61 148,0 295,8 147,8 1410,4 -19957,9 147,4 295,8 148,5 1415,5 -30120,6 96,2 289,0 192,8 2554,9 -45435,7 93,9 181,3 87,4 1100,8 -40775,8

61,5 148,0 295,8 147,8 1484,4 -19234,2 147,4 295,8 148,5 1489,7 -29394,3 96,2 289,0 192,8 2651,3 -44134,1 93,9 181,3 87,4 1144,5 -40214,5

62 148,0 295,8 147,8 1558,3 -18473,5 147,4 295,8 148,5 1564,0 -28630,9 96,2 289,0 192,8 2747,7 -42784,4 93,9 181,3 87,4 1188,2 -39631,3

62,5 148,0 295,8 147,8 1632,2 -17675,9 147,4 295,8 148,5 1638,2 -27830,3 96,2 289,0 192,8 2844,1 -41386,4 93,9 181,3 87,4 1231,9 -39026,3


X (m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

63 148,0 295,8 147,8 1706,1 -16841,3 147,4 295,8 148,5 1712,5 -26992,6 96,2 289,0 192,8 2940,5 -39940,2 93,9 181,3 87,4 1275,6 -38399,4

63,5 148,0 295,8 147,8 1780,0 -15969,8 147,4 295,8 148,5 1786,7 -26117,9 96,2 289,0 192,8 3036,9 -38445,9 93,9 181,3 87,4 1319,3 -37750,7

64 148,0 295,8 147,8 1853,9 -15061,3 147,4 295,8 148,5 1860,9 -25205,9 96,2 289,0 192,8 3133,3 -36903,4 93,9 181,3 87,4 1363,0 -37080,1

64,4 367,1 347,8 -19,3 1879,6 -14314,6 366,5 382,3 15,8 1893,8 -24455,0 349,1 289,0 -60,1 3159,8 -35644,7 150,8 181,3 30,5 1386,5 -36530,2

64,5 367,1 347,8 -19,3 1877,7 -14126,8 366,5 382,3 15,8 1895,4 -24265,5 349,1 289,0 -60,1 3153,8 -35329,0 150,8 181,3 30,5 1389,6 -36391,4

65 367,1 347,8 -19,3 1868,0 -13190,3 366,5 382,3 15,8 1903,3 -23315,9 349,1 289,0 -60,1 3123,8 -33759,6 150,8 181,3 30,5 1404,9 -35692,8

65,5 367,1 347,8 -19,3 1858,4 -12258,8 366,5 382,3 15,8 1911,2 -22362,3 349,1 289,0 -60,1 3093,7 -32205,3 150,8 181,3 30,5 1420,1 -34986,6

66 367,1 347,8 -19,3 1848,7 -11332,0 366,5 382,3 15,8 1919,1 -21404,7 349,1 289,0 -60,1 3063,7 -30665,9 150,8 181,3 30,5 1435,4 -34272,7

66,5 367,1 347,8 -19,3 1839,0 -10410,1 366,5 382,3 15,8 1927,0 -20443,2 349,1 289,0 -60,1 3033,7 -29141,6 150,8 181,3 30,5 1450,6 -33551,2

66,97 504,3 347,8 -156,5 1797,7 -9555,4 503,7 382,3 -121,4 1902,2 -19543,3 486,3 289,0 -197,3 2973,2 -27729,9 150,8 181,3 30,5 1465,0 -32866,0

67 504,3 347,8 -156,5 1793,0 -9501,6 503,7 382,3 -121,4 1898,5 -19486,3 486,3 289,0 -197,3 2967,3 -27640,8 150,8 181,3 30,5 1465,9 -32822,1

67,5 504,3 347,8 -156,5 1714,7 -8624,6 503,7 382,3 -121,4 1837,8 -18552,2 486,3 289,0 -197,3 2868,6 -26181,8 150,8 181,3 30,5 1481,2 -32085,3

68 504,3 347,8 -156,5 1636,5 -7786,8 503,7 382,3 -121,4 1777,1 -17648,5 486,3 289,0 -197,3 2770,0 -24772,2 150,8 181,3 30,5 1496,4 -31340,9

68,5 504,3 347,8 -156,5 1558,2 -6988,2 503,7 382,3 -121,4 1716,4 -16775,1 486,3 289,0 -197,3 2671,3 -23411,9 150,8 181,3 30,5 1511,7 -30588,9

69 504,3 347,8 -156,5 1479,9 -6228,6 503,7 382,3 -121,4 1655,7 -15932,1 486,3 289,0 -197,3 2572,7 -22100,8 150,8 181,3 30,5 1526,9 -29829,2

69,5 504,3 347,8 -156,5 1401,7 -5508,2 503,7 382,3 -121,4 1595,0 -15119,4 486,3 289,0 -197,3 2474,1 -20839,1 150,8 181,3 30,5 1542,2 -29062,0

70 504,3 347,8 -156,5 1323,4 -4827,0 503,7 382,3 -121,4 1534,3 -14337,1 486,3 289,0 -197,3 2375,4 -19626,8 150,8 181,3 30,5 1557,5 -28287,0

70,5 522,9 347,8 -175,1 1240,5 -4186,0 497,7 382,3 -115,5 1475,1 -13584,7 480,6 289,0 -191,6 2278,2 -18463,4 169,6 181,3 11,7 1568,0 -27505,7

71 522,9 347,8 -175,1 1152,9 -3587,6 497,7 382,3 -115,5 1417,3 -12861,6 480,6 289,0 -191,6 2182,4 -17348,2 169,6 181,3 11,7 1573,9 -26720,2

71,5 522,9 347,8 -175,1 1065,4 -3033,1 497,7 382,3 -115,5 1359,6 -12167,4 480,6 289,0 -191,6 2086,6 -16281,0 169,6 181,3 11,7 1579,8 -25931,8

72 522,9 347,8 -175,1 977,9 -2522,2 497,7 382,3 -115,5 1301,9 -11502,0 480,6 289,0 -191,6 1990,8 -15261,6 169,6 181,3 11,7 1585,6 -25140,4

72,5 522,9 347,8 -175,1 890,3 -2055,2 497,7 382,3 -115,5 1244,1 -10865,5 480,6 289,0 -191,6 1895,0 -14290,2 169,6 181,3 11,7 1591,5 -24346,2

73 522,9 347,8 -175,1 802,8 -1631,9 497,7 382,3 -115,5 1186,4 -10257,9 480,6 289,0 -191,6 1799,2 -13366,6 169,6 181,3 11,7 1597,4 -23549,0

73,5 522,9 347,8 -175,1 715,3 -1252,4 497,7 382,3 -115,5 1128,6 -9679,2 480,6 289,0 -191,6 1703,4 -12491,0 169,6 181,3 11,7 1603,2 -22748,8

74 522,9 347,8 -175,1 627,7 -916,7 497,7 382,3 -115,5 1070,9 -9129,3 480,6 289,0 -191,6 1607,6 -11663,2 169,6 181,3 11,7 1609,1 -21945,7

74,5 522,9 347,8 -175,1 540,2 -624,7 497,7 382,3 -115,5 1013,2 -8608,3 480,6 289,0 -191,6 1511,8 -10883,4 169,6 181,3 11,7 1615,0 -21139,7

75 522,9 347,8 -175,1 452,6 -376,5 497,7 382,3 -115,5 955,4 -8116,1 480,6 289,0 -191,6 1416,0 -10151,4 169,6 181,3 11,7 1620,8 -20330,8

75,5 522,9 347,8 -175,1 365,1 -172,1 497,7 382,3 -115,5 897,7 -7652,8 480,6 289,0 -191,6 1320,2 -9467,4 169,6 181,3 11,7 1626,7 -19518,9

76 522,9 347,8 -175,1 277,6 -11,4 497,7 382,3 -115,5 839,9 -7218,4 480,6 289,0 -191,6 1224,4 -8831,2 169,6 181,3 11,7 1632,6 -18704,1

76,5 522,9 347,8 -175,1 190,0 105,5 497,7 382,3 -115,5 782,2 -6812,9 480,6 289,0 -191,6 1128,6 -8243,0 169,6 181,3 11,7 1638,4 -17886,3

77 522,9 347,8 -175,1 102,5 178,6 497,7 382,3 -115,5 724,5 -6436,2 480,6 289,0 -191,6 1032,8 -7702,6 169,6 181,3 11,7 1644,3 -17065,7

77,5 522,9 347,8 -175,1 14,9 208,0 497,7 382,3 -115,5 666,7 -6088,4 480,6 289,0 -191,6 937,0 -7210,1 169,6 181,3 11,7 1650,2 -16242,1

78 522,9 347,8 -175,1 -72,6 193,6 497,7 382,3 -115,5 609,0 -5769,5 480,6 289,0 -191,6 841,2 -6765,6 169,6 181,3 11,7 1656,0 -15415,5

78,5 522,9 347,8 -175,1 -160,1 135,4 497,7 382,3 -115,5 551,3 -5479,4 480,6 289,0 -191,6 745,4 -6368,9 169,6 181,3 11,7 1661,9 -14586,0

78,87 385,6 347,8 -37,9 -199,5 68,9 360,5 382,3 21,7 533,9 -5278,6 343,4 289,0 -54,4 699,9 -6101,5 169,6 181,3 11,7 1666,2 -13970,3

79 385,6 347,8 -37,9 -204,4 42,6 360,5 382,3 21,7 536,7 -5209,1 343,4 289,0 -54,4 692,8 -6011,0 169,6 181,3 11,7 1667,8 -13753,6

79,5 385,6 347,8 -37,9 -223,4 -64,4 360,5 382,3 21,7 547,6 -4938,0 343,4 289,0 -54,4 665,7 -5671,4 169,6 181,3 11,7 1673,6 -12918,3

80 385,6 347,8 -37,9 -242,3 -180,8 360,5 382,3 21,7 558,5 -4661,4 343,4 289,0 -54,4 638,5 -5345,3 169,6 181,3 11,7 1679,5 -12080,0

80,5 385,6 347,8 -37,9 -261,2 -306,7 360,5 382,3 21,7 569,4 -4379,5 343,4 289,0 -54,4 611,3 -5032,9 169,6 181,3 11,7 1685,4 -11238,8

81 385,6 347,8 -37,9 -280,2 -442,0 360,5 382,3 21,7 580,2 -4092,1 343,4 289,0 -54,4 584,1 -4734,1 169,6 181,3 11,7 1691,2 -10394,7

81,4 168,3 231,9 63,5 -275,0 -553,0 269,6 228,1 -41,5 576,3 -3860,8 289,8 258,8 -31,0 567,0 -4503,8 314,9 167,4 -147,5 1664,1 -9723,6

81,5 168,3 231,9 63,5 -268,7 -580,2 269,6 228,1 -41,5 572,1 -3803,4 289,8 258,8 -31,0 563,9 -4447,3 314,9 167,4 -147,5 1649,3 -9557,9

82 168,3 231,9 63,5 -236,9 -706,6 269,6 228,1 -41,5 551,4 -3522,5 289,8 258,8 -31,0 548,4 -4169,2 314,9 167,4 -147,5 1575,6 -8751,7

82,5 168,3 231,9 63,5 -205,1 -817,1 269,6 228,1 -41,5 530,7 -3252,0 289,8 258,8 -31,0 533,0 -3898,8 314,9 167,4 -147,5 1501,8 -7982,4

83 168,3 231,9 63,5 -173,3 -911,7 269,6 228,1 -41,5 509,9 -2991,8 289,8 258,8 -31,0 517,5 -3636,2 314,9 167,4 -147,5 1428,1 -7249,9


X (m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

P (t/m)

Empuje (t/m)

Carga (t/m)

Q (t)

M (t*m)

83,5 168,3 231,9 63,5 -141,6 -990,4 269,6 228,1 -41,5 489,2 -2742,0 289,8 258,8 -31,0 502,0 -3381,4 314,9 167,4 -147,5 1354,4 -6554,3

84 168,3 231,9 63,5 -109,8 -1053,3 269,6 228,1 -41,5 468,4 -2502,6 289,8 258,8 -31,0 486,5 -3134,2 314,9 167,4 -147,5 1280,6 -5895,5

84,5 168,3 231,9 63,5 -78,0 -1100,2 269,6 228,1 -41,5 447,7 -2273,6 289,8 258,8 -31,0 471,0 -2894,9 314,9 167,4 -147,5 1206,9 -5273,7

85 168,3 231,9 63,5 -46,2 -1131,3 269,6 228,1 -41,5 427,0 -2054,9 289,8 258,8 -31,0 455,5 -2663,2 314,9 167,4 -147,5 1133,1 -4688,7

85,5 168,3 231,9 63,5 -14,5 -1146,5 269,6 228,1 -41,5 406,2 -1846,6 289,8 258,8 -31,0 440,0 -2439,4 314,9 167,4 -147,5 1059,4 -4140,5

86 168,3 231,9 63,5 17,3 -1145,7 269,6 228,1 -41,5 385,5 -1648,7 289,8 258,8 -31,0 424,5 -2223,2 314,9 167,4 -147,5 985,7 -3629,3

86,5 168,3 231,9 63,5 49,1 -1129,1 269,6 228,1 -41,5 364,7 -1461,2 289,8 258,8 -31,0 409,1 -2014,8 314,9 167,4 -147,5 911,9 -3154,9

87 168,3 231,9 63,5 80,9 -1096,7 269,6 228,1 -41,5 344,0 -1284,0 289,8 258,8 -31,0 393,6 -1814,2 314,9 167,4 -147,5 838,2 -2717,3

87,5 168,3 231,9 63,5 112,6 -1048,3 269,6 228,1 -41,5 323,3 -1117,2 289,8 258,8 -31,0 378,1 -1621,2 314,9 167,4 -147,5 764,4 -2316,7

88 168,3 231,9 63,5 144,4 -984,0 269,6 228,1 -41,5 302,5 -960,7 289,8 258,8 -31,0 362,6 -1436,1 314,9 167,4 -147,5 690,7 -1952,9

88,5 168,3 231,9 63,5 176,2 -903,9 269,6 228,1 -41,5 281,8 -814,6 289,8 258,8 -31,0 347,1 -1258,6 314,9 167,4 -147,5 616,9 -1626,0

89 168,3 231,9 63,5 208,0 -807,8 269,6 228,1 -41,5 261,0 -678,9 289,8 258,8 -31,0 331,6 -1089,0 314,9 167,4 -147,5 543,2 -1336,0

89,5 168,3 231,9 63,5 239,7 -695,9 269,6 228,1 -41,5 240,3 -553,6 289,8 258,8 -31,0 316,1 -927,0 314,9 167,4 -147,5 469,5 -1082,8

90 168,3 231,9 63,5 271,5 -568,1 269,6 228,1 -41,5 219,6 -438,7 289,8 258,8 -31,0 300,6 -772,8 314,9 167,4 -147,5 395,7 -866,5

90,5 81,8 0,0 -81,8 267,0 -433,5 56,6 0,0 -56,6 195,0 -335,0 56,6 0,0 -56,6 278,7 -628,0 81,8 0,0 -81,8 338,4 -683,0

91 81,8 0,0 -81,8 226,1 -310,2 56,6 0,0 -56,6 166,7 -244,6 56,6 0,0 -56,6 250,4 -495,7 81,8 0,0 -81,8 297,5 -524,0

91,5 81,8 0,0 -81,8 185,2 -207,4 56,6 0,0 -56,6 138,4 -168,3 56,6 0,0 -56,6 222,1 -377,6 81,8 0,0 -81,8 256,6 -385,4

92 81,8 0,0 -81,8 144,3 -125,0 56,6 0,0 -56,6 110,1 -106,2 56,6 0,0 -56,6 193,8 -273,6 81,8 0,0 -81,8 215,8 -267,3

92,5 81,8 0,0 -81,8 103,4 -63,1 56,6 0,0 -56,6 81,7 -58,3 56,6 0,0 -56,6 165,4 -183,8 81,8 0,0 -81,8 174,9 -169,7

93 81,8 0,0 -81,8 62,5 -21,6 56,6 0,0 -56,6 53,4 -24,5 56,6 0,0 -56,6 137,1 -108,2 81,8 0,0 -81,8 134,0 -92,5

93,5 81,8 0,0 -81,8 21,6 -0,6 56,6 0,0 -56,6 25,1 -4,8 56,6 0,0 -56,6 108,8 -46,7 81,8 0,0 -81,8 93,1 -35,7

94 81,8 0,0 -81,8 -19,2 0,0 56,6 0,0 -56,6 -3,2 0,6 56,6 0,0 -56,6 80,5 0,6 81,8 0,0 -81,8 52,2 0,6

Apéndice V. Cálculo estructural.

Estimación de espesores de plancha normativa DNVGL.

DNV OS C201

Cargas (DNV OS C101 y DNV OS C103) DNV OS

C101

a) b) pd

(KN/m2) σ_pd1 1) 2) f_yd σ_e k_pp f1 f_y

t_min (mm)

f_yd t_min (mm)

t (mm)

t (mm)

Fondo 1 350,95 516,58 516,58 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 21,49 230,43 6,59 21,49 22

Lateral 1 300,31 467,09 467,09 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 24,95 230,43 6,59 24,95 25

Fondo 2 249,67 83,21 249,67 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 17,43 230,43 6,59 17,43 18

Lateral 2 199,02 368,10 368,10 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 22,15 230,43 6,59 22,15 23

Fondo 3 197,56 356,10 356,10 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 20,82 230,43 6,59 20,82 21

Lateral 3 132,17 290,76 290,76 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 19,68 230,43 6,59 19,68 20

Fondo 4 0,00 219,91 219,91 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 19,40 230,43 6,59 19,40 20

Lateral 4 62,36 183,26 183,26 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 15,63 230,43 6,59 15,63 16

Fondo 5 49,89 146,61 146,61 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 15,84 230,43 6,59 15,84 16

Lateral 5 24,94 73,30 73,30 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 9,88 230,43 6,59 9,88 10

Cubierta 1, lateral 4,52 7,18 7,18 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 11,04 230,43 6,59 11,04 12

Cubierta 1, centro 1,25 1,98 1,98 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 5,80 230,43 6,59 6,59 7


Cubierta 2, centro 0,25 0,39 0,39 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 2,58 230,43 6,59 6,59 7


Cubierta 3, centro 4,28 6,24 6,24 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 10,30 230,43 6,59 10,30 11

Lateral 6 1,13 1,94 1,94 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 12,07 230,43 6,59 12,07 13

Lateral 7 1,13 1,94 1,94 46,85 46,85 230,43 230,43 194,4 1 1,08 265 7,84 230,43 6,59 7,84 8


Estimación del módulo mínimo de plancha normativa DNVGL.

pd (Kn/m2)

l (m)

km σ_pd2 f_yd f_y σ_e Kps Zs

(mm3) Zs

( cm3) h_alma (mm)

Fondo 1 516,58 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 3057515,99 3057,52 497,74

Fondo 2 249,67 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 1477716,42 1477,72 385,90

Fondo 3 356,10 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 2107643,12 2107,64 436,97

Fondo 4 219,91 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 1301584,68 1301,58 369,14

Fondo 5 146,61 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 867723,12 867,72 320,30

Cub1,lateral 7,18 2,5 12 230,43 230,43 265 0 1 6642,02 15,00 77,40

Cub 1, centro 1,98 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 11714,36 15,00 77,40

Cubierta 2, lateral 0,36 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 2146,39 15,00 77,40

Cubierta 2, centro 0,39 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 2322,09 15,00 77,40

Cubierta 3, lateral 7,31 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 43290,51 43,29 112,17

Cubierta 3, centro 6,24 2,5 12 36,03 230,43 265 194,4 1 36958,52 36,96 106,13

Lateral 1 300,31 2,5 15 36,03 230,43 265 194,4 1 1421972,57 1421,97 380,74

Lateral 2 368,10 2,5 15 36,03 230,43 265 194,4 1 1742944,68 1742,94 408,86

Lateral 3 290,76 2,5 15 36,03 230,43 265 194,4 1 1376762,24 1376,76 376,46

Lateral 4 183,26 2,5 15 36,03 230,43 265 194,4 1 867723,12 867,72 320,30

Lateral 5 73,30 2,5 15 36,03 230,43 265 194,4 1 347089,25 347,09 232,42

Lateral 6 1,94 1,5 15 36,03 230,43 265 194,4 1 3314,82 15,00 77,40

Lateral 7 1,94 1,5 15 36,03 230,43 265 194,4 1 3314,82 15,00 77,40


Selección de refiuerzos, según el módulo de la plancha asociada.

Alma/ala / Plancha asociada

(mm)

Ordenada yi (cm)

Área Ai (cm2)

Momento estático

(cm3)

Inercia Propia (cm4)

YEN ( cm)

Teorema Steiner (cm4)

Inercia Total (cm4)

Zperfil ( cm3)

1 CUMPLE / 0 NO CUMPLE

Fondo 1

Refuerzo x 6 400 x 100 15,4 411,54 6337,72 69000,00 6,73 30928,97 99928,97 3390,89 1

Plancha asociada 2866 x 22 1,1 633,60 696,96 253,78 20089,19 20342,97

1045,14 7034,68 120271,94

Fondo 2

Refuerzos x 5 350 x 100 12,7 272,05 3455,04 35150,00 4,98 16214,59 51364,59 1887,87 1


786,85 3918,36 60072,31

Fondo 3

Refuerzos x 5 400 x 100 15,3 305,45 4673,39 51500,00 5,89 27060,61 78560,61 2559,55 1

Plancha asociada 2833x 21 1,05 594,30 624,02 218,41 13908,23 14126,64

899,75 5297,40 92687,25

Fondo 4

Refuerzos x4 350 x 100 12,7 217,64 2764,03 28120,00 4,25 15542,11 43662,11 1521,41 1

Plancha asociada 2833 x 20 1 566,00 566,00 188,67 5976,30 6164,97

783,64 3330,03 49827,08

Fondo 5

Refuerzos x 4 300 x 90 10,6 173,52 1839,31 16400,00 3,52 8710,08 25110,08 1016,36 1


626,32 2201,55 28544,51

Cub 1, Centro Plancha asociada 2434 x 7 0,35 170,10 59,54 6,95 0,35 0,00 6,95 19,85 1

Cub 1, Lateral Plancha asociada 2433 x 12

0,6 291,60 174,96 34,99 0,60 0,00 34,99 58,32 1


Cub 2, Lateral Plancha asociada 2433 x 7 0,35 170,10 59,54 6,95 0,35 0,00 6,95 19,85 1


Cub 3, Lateral Plancha asociada 2433 x 12 0,6 291,60 174,96 34,99 0,60 0,00 34,99 58,32 1

Lateral 1

Refuerzos x 4 350 x 100 12,7 217,64 2764,03 28120,00 5,58 11024,39 39144,39 1442,55 1


575,14 3210,90 46042,05

Lateral 2

Refuerzos x 4 400 x 100 15,4 274,36 4225,14 46000,00 7,63 16560,34 62560,34 2207,14 1


603,26 4603,38 76519,54

Lateral 3

Refuerzos x 4 350 x 100 12,7 217,64 2764,03 28120,00 5,30 11933,31 40053,31 1485,60 1

Plancha asociada 1876 x 20 1 375,20 375,20 125,07 6922,09 7047,15

592,84 3139,23 47100,47

Lateral 4

Refuerzos x 4 300 x 90 10,6 173,52 1839,31 16400,00 4,39 6691,71 23091,71 993,17 1


473,68 2079,44 27024,17


Lateral 5

Refuerzos x 4 250 x 90 8,46 137,24 1161,05 8960,00 3,86 2898,93 11858,93 632,29 1


324,74 1254,80 0,00 13996,38

Lateral 6 Plancha asociada 1500 x 13 0,65 195,00 126,75 27,46 0,65 0,00 27,46 42,25 1

Lateral 7 Plancha asociada 1501 x 8 0,4 120 48 6,4 0,4 0,00 6,4 16 1


Módulo de la cuaderna maestra.

Elemento Escantillones ( mm x mm)

Área (m2)

Altura h (m)

Momento 1º orden (m3)

Momento 2º orden (m4)

Momento de inercia propio

(m4)

Peso por metro (Kg / m )

(Kg/m)*h

Fondo 1 Plancha x 6 2866 x 22 0,38 0,01 0,00 0,00 2969,75 32,67

Refuerzos L x 36 NAB 400 x 100 0,25 0,15 0,04 0,01 1936,80 298,27

Lateral 1

Plancha 1 1433 x 25 0,04 0,72 0,03 0,02 0,006 281,23 201,50

Refuerzo T 1 1433 x 350 1,00 0,72 0,72 0,51 0,086 122,38 87,68

Plancha 2 1433 x 25 0,04 2,15 0,08 0,17 0,006 281,23 604,50

Refuerzo T 2 1433 x 350 1,00 2,15 2,16 4,63 0,086 122,38 263,05

Plancha 3 1433 x 25 0,04 3,58 0,13 0,46 0,006 281,23 1007,49

Refuerzo T3 1433 x 350 1,00 3,58 3,59 12,87 0,086 122,38 438,42

Fondo 2 Plancha x 6 2866 x 18 0,31 4,30 1,33 5,72 2429,79 10448,12

Refuerzos L x 30 NAB 350 x100 0,16 4,43 0,72 3,20 1281,00 5670,99

Lateral 2

Plancha 1 1433 x 23 0,03 5,02 0,17 0,83 0,006 258,73 1297,91

Refuerzo T 1 1433 x 400 1,15 5,02 5,75 28,85 0,098 154,19 773,50

Plancha 2 1433 x 23 0,03 6,45 0,21 1,37 0,006 258,73 1668,67

Refuerzo T 2 1433 x 400 1,15 6,45 7,39 47,69 0,098 154,19 994,45

Plancha 3 1433 x 23 0,03 7,88 0,26 2,05 0,006 258,73 2039,42

Refuerzo T3 1433 x 400 1,15 7,88 9,04 71,23 0,098 154,19 1215,41

Fondo 3 Plancha x 6 2833 x 21 0,36 8,60 3,07 26,40 2802,12 24098,23

Refuerzos L x30 NAB 400 x 100 0,18 8,75 1,60 14,04 1038,53 9091,29

Lateral 3

Plancha 1 1876 x 20 0,04 9,54 0,36 3,41 0,011 294,53 2809,25

Refuerzo T 1 1876 x 350 1,31 9,54 12,53 119,47 0,193 160,21 1528,09

Plancha 2 1876 x 20 0,04 11,41 0,43 4,89 0,011 294,53 3361,35

Refuerzo T 2 1876 x 350 1,31 11,41 14,99 171,04 0,193 160,21 1828,40

Plancha 3 1876 x 20 0,04 13,29 0,50 6,63 0,011 294,53 3914,33

Refuerzo T3 1876 x 350 1,31 13,29 17,45 231,94 0,193 160,21 2129,20

Fondo 4 Plancha x 6 2833 x 20 0,34 14,23 4,84 68,79 2668,69 37962,06

Refuerzos L x 24 NAB 350 x100 0,13 14,35 1,87 26,90 1024,80 14707,93

Lateral 4

Plancha 1 1875 x 16 0,03 15,16 0,45 6,90 0,009 235,50 3570,77

Refuerzo T 1 1875 x 300 1,13 15,16 17,06 258,64 0,165 127,88 1938,90

Plancha 2 1875 x 16 0,03 17,06 0,51 8,73 0,009 235,50 4016,78

Refuerzo T 2 1875 x 300 1,13 17,06 19,19 327,29 0,165 127,88 2181,09

Plancha 3 1875 x 16 0,03 18,91 0,57 10,73 0,009 235,50 4453,89

Refuerzo T3 1875 x 300 1,13 18,91 21,28 402,39 0,165 127,88 2418,44

Fondo 5 Plancha x 6 2833 x 16 0,27 19,85 5,40 107,16 2134,95 42378,73

Refuerzos L x 24 NAB 300 x 90 0,10 19,96 2,08 41,46 818,40 16331,99

Lateral 5

Plancha 1 1875 x 10 0,02 20,79 0,39 8,10 0,005 147,19 3059,66

Refuerzo T 1 1875 x 250 0,94 20,79 19,49 405,11 0,137 100,88 2096,94

Plancha 2 1875 x 10 0,02 22,66 0,42 9,63 0,005 147,19 3335,64

Refuerzo T 2 1875 x 250 0,94 22,66 21,25 481,49 0,137 100,88 2286,08

Plancha 3 1875 x 10 0,02 24,54 0,46 11,29 0,005 147,19 3611,61

Refuerzo T3 1875 x 250 0,94 24,54 23,00 564,46 0,137 100,88 2475,22

Plancha 4 1875 x 10 0,02 26,41 0,50 13,08 0,005 147,19 3887,59

Refuerzo T 4 1875 x 250 0,94 26,41 24,76 654,02 0,137 100,88 2664,36


Plancha 5 1875 x 10 0,02 28,29 0,53 15,00 0,005 147,19 4163,57

Refuerzo T 5 1875 x 250 0,94 28,29 26,52 750,17 0,137 100,88 2853,50

Plancha 6 1875 x 10 0,02 30,16 0,57 17,06 0,005 147,19 4439,54

Refuerzo T 6 1875 x 250 0,94 30,16 28,28 852,92 0,137 100,88 3042,64

Cub 1, centro Plancha x 5 2433 x 7 0,09 31,10 2,65 82,36 668,47 20789,32

Cub 1,lateral Plancha x 10 2433 x 12 0,29 31,10 9,08 282,39 2291,89 71277,65

Lateral 6 Plancha x 2 1500 x 13 0,02 32,60 0,64 20,72 0,00 153,08 4990,25

Cub 2, centro Planchas x 5 2433 x 7 0,09 34,10 2,90 99,02 668,47 22794,72

Cub 2, lateral Planchas x 10 2433 x 7 0,17 34,10 5,81 198,04 1336,93 45589,43

Lateral 7 Plancha 1500 x 8 0,01 35,60 0,43 15,21 0,00 94,20 3353,52

Cub 3, centro Plancha x 5 2433 x 11 0,13 37,10 4,96 184,18 1050,45 38971,61

Cub 3, lateral Planchas x 10 2433 x 12 0,29 37,10 10,83 401,86 2291,89 85028,97

Apéndice VI. Análisis FFT, sistema de fondeo

Análisis FTT. Catenaria Pesada , mar en calma

Número de datos

Tiempo (s)

Valores

FREQ (Hz)

FREQ

(rad/s) FFT (complejo)

FFT (Amplitud)

S (w) FS S(w)*FS S(w)*w2 S(w)*w2*FS

1 0,1 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 -75.2570088 75,2570 0,0184 0,0110 1 0,0110 0,0000 0,0000

2 0,2 0,0006 0,0024 409,6000 0,0153 -76.8957896637674-6.90505992959679i 77,2052 0,0188 0,0116 4 0,0463 0,0000 0,0000

3 0,3 0,0013 0,0049 204,8000 0,0307 -85.2919332158507-15.300215097106i 86,6534 0,0212 0,0146 2 0,0292 0,0000 0,0000

4 0,4 0,0023 0,0073 136,5333 0,0460 -104.075774170178-27.916143923559i 107,7547 0,0263 0,0226 4 0,0902 0,0000 0,0002

5 0,5 0,0035 0,0098 102,4000 0,0614 -150.243877554994-53.4514676846665i 159,4687 0,0389 0,0494 2 0,0988 0,0002 0,0004

6 0,6 0,0048 0,0122 81,9200 0,0767 -343.559190081707-151.812743618547i 375,6062 0,0917 0,2741 4 1,0964 0,0016 0,0064

7 0,7 0,0062 0,0146 68,2667 0,0920 621.193657024564+327.873631665862i 702,4120 0,1715 0,9585 2 1,9171 0,0081 0,0162

8 0,8 0,0077 0,0171 58,5143 0,1074 145.600309784687+89.0260658081004i 170,6607 0,0417 0,0566 4 0,2263 0,0007 0,0026

9 0,9 0,0091 0,0195 51,2000 0,1227 77.9839171671742+54.0194847515581i 94,8662 0,0232 0,0175 2 0,0350 0,0003 0,0005

10 1 0,0104 0,0220 45,5111 0,1381 51.4097915394297+39.6799674335971i 64,9420 0,0159 0,0082 4 0,0328 0,0002 0,0006

11 1,1 0,0116 0,0244 40,9600 0,1534 37.5936965034125+31.8587385250258i 49,2774 0,0120 0,0047 2 0,0094 0,0001 0,0002

12 1,2 0,0125 0,0269 37,2364 0,1687 29.0995721918386+26.7932999316895i 39,5559 0,0097 0,0030 4 0,0122 0,0001 0,0003

13 1,3 0,0131 0,0293 34,1333 0,1841 23.5277632067593+23.2393890585165i 33,0700 0,0081 0,0021 2 0,0042 0,0001 0,0001

14 1,4 0,0133 0,0317 31,5077 0,1994 19.5182991040188+20.8899350730561i 28,5894 0,0070 0,0016 4 0,0064 0,0001 0,0003

15 1,5 0,0130 0,0342 29,2571 0,2148 16.5642329682462+18.6170192685037i 24,9192 0,0061 0,0012 2 0,0024 0,0001 0,0001

16 1,6 0,0123 0,0366 27,3067 0,2301 14.3445336268344+16.9848310027276i 22,2317 0,0054 0,0010 4 0,0038 0,0001 0,0002

17 1,7 0,0110 0,0391 25,6000 0,2454 12.6189335378854+15.6364433631405i 20,0932 0,0049 0,0008 2 0,0016 0,0000 0,0001

18 1,8 0,0092 0,0415 24,0941 0,2608 11.2616407923525+14.4963873776448i 18,3567 0,0045 0,0007 4 0,0026 0,0000 0,0002

19 1,9 0,0068 0,0439 22,7556 0,2761 10.2093260714065+13.3819723922812i 16,8317 0,0041 0,0006 2 0,0011 0,0000 0,0001

20 2 0,0038 0,0464 21,5579 0,2915 8.92323167452623+13.658708905538i 16,3152 0,0040 0,0005 4 0,0021 0,0000 0,0002

21 2,1 0,0002 0,0488 20,4800 0,3068 8.36918528352084+12.3461014850388i 14,9154 0,0036 0,0004 2 0,0009 0,0000 0,0001

22 2,2 -0,0039 0,0513 19,5048 0,3221 7.76019885479076+11.6208298100033i 13,9737 0,0034 0,0004 4 0,0015 0,0000 0,0002

23 2,3 -0,0087 0,0537 18,6182 0,3375 7.22013361649216+11.0357595411969i 13,1878 0,0032 0,0003 2 0,0007 0,0000 0,0001

24 2,4 -0,0139 0,0562 17,8087 0,3528 6.74418385433896+10.5028734722945i 12,4818 0,0030 0,0003 4 0,0012 0,0000 0,0002

25 2,5 -0,0196 0,0586 17,0667 0,3682 6.29766412344566+9.94026860707486i 11,7673 0,0029 0,0003 2 0,0005 0,0000 0,0001

26 2,6 -0,0258 0,0610 16,3840 0,3835 5.52108298945255+9.18402254204783i 10,7158 0,0026 0,0002 4 0,0009 0,0000 0,0001

27 2,7 -0,0324 0,0635 15,7538 0,3988 7.19596670282655+11.1259818008843i 13,2503 0,0032 0,0003 2 0,0007 0,0001 0,0001

28 2,8 -0,0394 0,0659 15,1704 0,4142 6.64039158850329+9.8224033739979i 11,8564 0,0029 0,0003 4 0,0011 0,0000 0,0002

29 2,9 -0,0467 0,0684 14,6286 0,4295 6.09046668023736+9.01371375062889i 10,8785 0,0027 0,0002 2 0,0005 0,0000 0,0001

30 3 -0,0543 0,0708 14,1241 0,4449 4.15049615841741+11.0748905734987i 11,8271 0,0029 0,0003 4 0,0011 0,0001 0,0002

31 3,1 -0,0621 0,0732 13,6533 0,4602 5.89858684107637+8.96683707344285i 10,7330 0,0026 0,0002 2 0,0004 0,0000 0,0001

32 3,2 -0,0701 0,0757 13,2129 0,4755 5.96116318417022+8.12564586384586i 10,0778 0,0025 0,0002 4 0,0008 0,0000 0,0002

33 3,3 -0,0782 0,0781 12,8000 0,4909 4.26524669197872+9.91298999242485i 10,7916 0,0026 0,0002 2 0,0005 0,0001 0,0001

34 3,4 -0,0865 0,0806 12,4121 0,5062 -14.3509669190239+2.88477464898959i 14,6380 0,0036 0,0004 4 0,0017 0,0001 0,0004

35 3,5 -0,0948 0,0830 12,0471 0,5216 -1.36572096615357+17.2289181568667i 17,2830 0,0042 0,0006 2 0,0012 0,0002 0,0003

36 3,6 -0,1031 0,0854 11,7029 0,5369 35.3581834198497-9.01089192627548i 36,4883 0,0089 0,0026 4 0,0103 0,0007 0,0030

37 3,7 -0,1114 0,0879 11,3778 0,5522 3.78742731696383+0.672321912287996i 3,8466 0,0009 0,0000 2 0,0001 0,0000 0,0000

38 3,8 -0,1197 0,0903 11,0703 0,5676 3.75142714889757+4.89753967699987i 6,1692 0,0015 0,0001 4 0,0003 0,0000 0,0001

39 3,9 -0,1278 0,0928 10,7789 0,5829 4.85815089797755+6.67781811354247i 8,2580 0,0020 0,0001 2 0,0003 0,0000 0,0001

40 4 -0,1359 0,0952 10,5026 0,5983 2.56899277360628+3.49212391428164i 4,3353 0,0011 0,0000 4 0,0001 0,0000 0,0001

41 4,1 -0,1437 0,0977 10,2400 0,6136 4.01359846459202+6.57459010202196i 7,7029 0,0019 0,0001 2 0,0002 0,0000 0,0001

42 4,2 -0,1514 0,1001 9,9902 0,6289 4.65435992624365+7.11967478845917i 8,5060 0,0021 0,0001 4 0,0006 0,0001 0,0002

43 4,3 -0,1589 0,1025 9,7524 0,6443 5.28150641247756+7.44608502783864i 9,1290 0,0022 0,0002 2 0,0003 0,0001 0,0001

44 4,4 -0,1661 0,1050 9,5256 0,6596 5.89073547353961+7.68065047308096i 9,6795 0,0024 0,0002 4 0,0007 0,0001 0,0003


45 4,5 -0,1731 0,1074 9,3091 0,6750 6.53078140486401+7.8961839655118i 10,2470 0,0025 0,0002 2 0,0004 0,0001 0,0002

46 4,6 -0,1798 0,1099 9,1022 0,6903 7.18504757615963+8.14654531121756i 10,8624 0,0027 0,0002 4 0,0009 0,0001 0,0004

47 4,7 -0,1861 0,1123 8,9043 0,7056 7.85166110046235+8.60112786918297i 11,6459 0,0028 0,0003 2 0,0005 0,0001 0,0003

48 4,8 -0,1922 0,1147 8,7149 0,7210 8.5498614022571+8.75835692603889i 12,2396 0,0030 0,0003 4 0,0012 0,0002 0,0006

49 4,9 -0,1980 0,1172 8,5333 0,7363 10.5424069206738+10.5618559490706i 14,9230 0,0036 0,0004 2 0,0009 0,0002 0,0005

50 5 -0,2034 0,1196 8,3592 0,7517 2.18531689844122+7.78524380744383i 8,0861 0,0020 0,0001 4 0,0005 0,0001 0,0003

51 5,1 -0,2085 0,1221 8,1920 0,7670 34.6339898705217+17.4618660410214i 38,7870 0,0095 0,0029 2 0,0058 0,0017 0,0034

52 5,2 -0,2133 0,1245 8,0314 0,7823 45.6626325470121+22.4201874296055i 50,8698 0,0124 0,0050 4 0,0201 0,0031 0,0123

53 5,3 -0,2178 0,1270 7,8769 0,7977 131.556367131742+54.2814073655984i 142,3150 0,0347 0,0393 2 0,0787 0,0250 0,0501

54 5,4 -0,2220 0,1294 7,7283 0,8130 -118.972407599016-31.6528319590445i 123,1111 0,0301 0,0294 4 0,1178 0,0195 0,0779

55 5,5 -0,2260 0,1318 7,5852 0,8283 -39.7018939109356-6.22397297899391i 40,1868 0,0098 0,0031 2 0,0063 0,0022 0,0043

56 5,6 -0,2296 0,1343 7,4473 0,8437 -

22.7727709404141+0.210703096351887i 22,7737 0,0056 0,0010 4 0,0040 0,0007 0,0029

57 5,7 -0,2330 0,1367 7,3143 0,8590 -13.0430461030495+3.38787537300406i 13,4759 0,0033 0,0004 2 0,0007 0,0003 0,0005

58 5,8 -0,2360 0,1392 7,1860 0,8744 -8.35486884906785+3.51842610755952i 9,0655 0,0022 0,0002 4 0,0006 0,0001 0,0005

59 5,9 -0,2388 0,1416 7,0621 0,8897 -5.54838807173724+3.61213241636206i 6,6206 0,0016 0,0001 2 0,0002 0,0001 0,0001

60 6 -0,2414 0,1440 6,9424 0,9050 -3.06107440336187+3.85948932522775i 4,9260 0,0012 0,0000 4 0,0002 0,0000 0,0002

61 6,1 -0,2436 0,1465 6,8267 0,9204 0.326080591922108+3.84779492947186i 3,8616 0,0009 0,0000 2 0,0001 0,0000 0,0000

62 6,2 -0,2456 0,1489 6,7148 0,9357 2.21953117714389-2.24833857821227i 3,1593 0,0008 0,0000 4 0,0001 0,0000 0,0001

63 6,3 -0,2472 0,1514 6,6065 0,9511 -25.7259152762676+55.7812600904274i 61,4278 0,0150 0,0073 2 0,0147 0,0066 0,0133

64 6,4 -0,2486 0,1538 6,5016 0,9664 4.34650267302135+14.0628358648832i 14,7192 0,0036 0,0004 4 0,0017 0,0004 0,0016

65 6,5 -0,2496 0,1563 6,4000 0,9817 20.0460810890362+22.6269066869848i 30,2295 0,0074 0,0018 2 0,0036 0,0017 0,0034

66 6,6 -0,2503 0,1587 6,3015 0,9971 -44.209301135513-26.0930238497087i 51,3353 0,0125 0,0051 4 0,0205 0,0051 0,0204

67 6,7 -0,2507 0,1611 6,2061 1,0124 -13.0692882043303-4.54897712736022i 13,8383 0,0034 0,0004 2 0,0007 0,0004 0,0008

68 6,8 -0,2508 0,1636 6,1134 1,0278 -8.31365710727885-1.47295257505868i 8,4431 0,0021 0,0001 4 0,0006 0,0001 0,0006

69 6,9 -0,2505 0,1660 6,0235 1,0431 -6.43596027613189-0.347638857837861i

6,4453 0,0016 0,0001 2 0,0002 0,0001 0,0002

70 7 -0,2500 0,1685 5,9362 1,0584 -

5.34163396083102+0.389349640625118i 5,3558 0,0013 0,0001 4 0,0002 0,0001 0,0002

71 7,1 -0,2491 0,1709 5,8514 1,0738 -4.5564295155491+0.815208832380568i 4,6288 0,0011 0,0000 2 0,0001 0,0000 0,0001

72 7,2 -0,2480 0,1733 5,7690 1,0891 -4.02731366843325+1.1082380319204i 4,1770 0,0010 0,0000 4 0,0001 0,0000 0,0002

73 7,3 -0,2466 0,1758 5,6889 1,1045 -3.55462703781276+1.44821861515203i 3,8383 0,0009 0,0000 1 0,0000 0,0000 0,0000


Análisis FTT. Catenaria Pesada , tormenta

Número de datos

Tiempo (s)

Valores

FREQ (Hz)

FREQ


FFT (Amplitud)


1 0,1 0,003 0,000 0,000 0,000 463.52119311 463,521 0,113 0,417 1 0,417 0,000 0,000

2 0,2 0,014 0,002 409,600 0,015 910.004412806453+31.9629272396546i 910,566 0,222 1,611 4 6,443 0,000 0,002

3 0,3 0,032 0,005 204,800 0,031 200.989292356686-501.596506141677i 540,366 0,132 0,567 2 1,135 0,001 0,001

4 0,4 0,057 0,007 136,533 0,046 779.944793820492-689.576044115908i 1041,071 0,254 2,106 4 8,423 0,004 0,018

5 0,5 0,091 0,010 102,400 0,061 1528.67031084028-935.969196342324i 1792,448 0,438 6,242 2 12,484 0,024 0,047

6 0,6 0,134 0,012 81,920 0,077 535.097337298184-4075.08865758373i 4110,070 1,003 32,819 4 131,277 0,193 0,772

7 0,7 0,185 0,015 68,267 0,092 17623.7226611536-33376.6909831138i 37743,862 9,215 2767,724 2 5535,449 23,446 46,892

8 0,8 0,246 0,017 58,514 0,107 -3227.42679093147+2992.2153013883i 4401,095 1,074 37,632 4 150,526 0,434 1,736

9 0,9 0,317 0,020 51,200 0,123 785.159233259304+3036.11783500976i 3135,998 0,766 19,107 2 38,213 0,288 0,575

10 1 0,397 0,022 45,511 0,138 0.86532673552862+1227.72415741091i 1227,724 0,300 2,928 4 11,714 0,056 0,223

11 1,1 0,489 0,024 40,960 0,153 143.077979420135+1046.2817627729i 1056,019 0,258 2,167 2 4,333 0,051 0,102

12 1,2 0,590 0,027 37,236 0,169 276.775730120177+775.457030703379i 823,370 0,201 1,317 4 5,268 0,038 0,150

13 1,3 0,703 0,029 34,133 0,184 74.7158259238829+1341.22134885086i 1343,301 0,328 3,506 2 7,011 0,119 0,238

14 1,4 0,827 0,032 31,508 0,199 1740.21418507687+1940.19161605966i 2606,279 0,636 13,197 4 52,788 0,525 2,099

15 1,5 0,962 0,034 29,257 0,215 -1965.94175535108-3786.91606739567i 4266,809 1,042 35,370 2 70,740 1,631 3,263

16 1,6 1,108 0,037 27,307 0,230 -352.498365718999+1603.0261335945i 1641,325 0,401 5,234 4 20,935 0,277 1,108

17 1,7 1,266 0,039 25,600 0,245 -273.909574456347+755.922548549965i 804,018 0,196 1,256 2 2,512 0,076 0,151

18 1,8 1,435 0,042 24,094 0,261 -218.918158198101+593.718714773001i 632,793 0,154 0,778 4 3,112 0,053 0,212

19 1,9 1,616 0,044 22,756 0,276 -306.461882174585+511.377652089169i 596,176 0,146 0,691 2 1,381 0,053 0,105

20 2 1,808 0,046 21,558 0,291 -24.9802932086474+373.638653356718i 374,473 0,091 0,272 4 1,090 0,023 0,093

21 2,1 2,012 0,049 20,480 0,307 -61.8254754882666+266.900685440719i 273,968 0,067 0,146 2 0,292 0,014 0,027

22 2,2 2,227 0,051 19,505 0,322 -97.6909727547225+382.801725575035i 395,070 0,096 0,303 4 1,213 0,031 0,126

23 2,3 2,454 0,054 18,618 0,337 -183.834453662867+288.061239872726i 341,723 0,083 0,227 2 0,454 0,026 0,052

24 2,4 2,691 0,056 17,809 0,353 246.214762773322+560.896643777477i 612,558 0,150 0,729 4 2,916 0,091 0,363

25 2,5 2,940 0,059 17,067 0,368 139.18886490748+464.0359805221i 484,461 0,118 0,456 2 0,912 0,062 0,124

26 2,6 3,199 0,061 16,384 0,383 157.25093927554+216.357793693161i 267,467 0,065 0,139 4 0,556 0,020 0,082

27 2,7 3,468 0,063 15,754 0,399 -2829.16878070284+653.142504302443i 2903,582 0,709 16,379 2 32,759 2,605 5,211

28 2,8 3,748 0,066 15,170 0,414 24.0394761461285+433.818782208421i 434,484 0,106 0,367 4 1,467 0,063 0,252

29 2,9 4,038 0,068 14,629 0,430 71.0961960857747+486.94912519183i 492,112 0,120 0,470 2 0,941 0,087 0,174

30 3 4,337 0,071 14,124 0,445 162.139144321601+623.729922594529i 644,460 0,157 0,807 4 3,228 0,160 0,639

31 3,1 4,646 0,073 13,653 0,460 -381.018269422189+765.944735529271i 855,480 0,209 1,422 2 2,844 0,301 0,602

32 3,2 4,963 0,076 13,213 0,476 -3194.48266629149+6684.94521178672i 7408,995 1,809 106,647 4 426,588 24,116 96,466

33 3,3 5,289 0,078 12,800 0,491 -234.879287897194+3601.30689694854i 3608,958 0,881 25,304 2 50,609 6,097 12,194

34 3,4 5,623 0,081 12,412 0,506 -737.852570727565-2641.60520897919i 2742,718 0,670 14,615 4 58,459 3,745 14,980

35 3,5 5,964 0,083 12,047 0,522 186.073777981608-291.629687589167i 345,935 0,084 0,232 2 0,465 0,063 0,126

36 3,6 6,312 0,085 11,703 0,537 -849.584369419198+1794.4665490615i 1985,423 0,485 7,658 4 30,633 2,208 8,830

37 3,7 6,667 0,088 11,378 0,552 -773.518674783787-377.018196030168i 860,508 0,210 1,439 2 2,877 0,439 0,877

38 3,8 7,027 0,090 11,070 0,568 -449.907873157946-133.735583210742i 469,364 0,115 0,428 4 1,712 0,138 0,552

39 3,9 7,393 0,093 10,779 0,583 -223.697229766348-107.411503832555i 248,149 0,061 0,120 2 0,239 0,041 0,081

40 4 7,764 0,095 10,503 0,598 -204.985634511399-28.0846766497817i 206,901 0,051 0,083 4 0,333 0,030 0,119

41 4,1 8,139 0,098 10,240 0,614 -153.717938628578-38.0082702120083i 158,347 0,039 0,049 2 0,097 0,018 0,037

42 4,2 8,518 0,100 9,990 0,629 -112.053527452832-58.683690968322i 126,490 0,031 0,031 4 0,124 0,012 0,049

43 4,3 8,899 0,103 9,752 0,644 -45.2021620344235-190.314577634378i 195,609 0,048 0,074 2 0,149 0,031 0,062

44 4,4 9,284 0,105 9,526 0,660 -373.530434412936+772.213385720238i 857,810 0,209 1,430 4 5,718 0,622 2,488


45 4,5 9,670 0,107 9,309 0,675 -113.649317858919+122.717473086264i 167,260 0,041 0,054 2 0,109 0,025 0,050

46 4,6 10,057 0,110 9,102 0,690 -107.124925796427+114.564877519034i 156,847 0,038 0,048 4 0,191 0,023 0,091

47 4,7 10,445 0,112 8,904 0,706 -73.0587890715383+87.5157910622161i 114,003 0,028 0,025 2 0,050 0,013 0,025

48 4,8 10,833 0,115 8,715 0,721 -66.2263689789819+77.2455219191234i 101,749 0,025 0,020 4 0,080 0,010 0,042

49 4,9 11,221 0,117 8,533 0,736 -63.017027798852+66.51963606953i 91,630 0,022 0,016 2 0,033 0,009 0,018

50 5 11,607 0,120 8,359 0,752 -59.4537749274556+75.2931564638699i 95,936 0,023 0,018 4 0,072 0,010 0,040

51 5,1 11,992 0,122 8,192 0,767 -55.3488005519958+77.9616161795187i 95,611 0,023 0,018 2 0,036 0,010 0,021

52 5,2 12,374 0,125 8,031 0,782 -45.2640222141917+36.4897122456577i 58,141 0,014 0,007 4 0,026 0,004 0,016

53 5,3 12,754 0,127 7,877 0,798 -45.2192505361031+44.6830936258495i 63,572 0,016 0,008 2 0,016 0,005 0,010

54 5,4 13,130 0,129 7,728 0,813 -36.055304304657+42.1409995130809i 55,460 0,014 0,006 4 0,024 0,004 0,016

55 5,5 13,502 0,132 7,585 0,828 -77.1514785773577+317.680916506288i 326,915 0,080 0,208 2 0,415 0,142 0,285

56 5,6 13,869 0,134 7,447 0,844 -149.253732377716+98.3015585402055i 178,717 0,044 0,062 4 0,248 0,044 0,177

57 5,7 14,232 0,137 7,314 0,859 -105.646263235307+102.107852086517i 146,926 0,036 0,042 2 0,084 0,031 0,062

58 5,8 14,588 0,139 7,186 0,874 -22.7129326987387+47.8643588488293i 52,980 0,013 0,005 4 0,022 0,004 0,017

59 5,9 14,939 0,142 7,062 0,890 -34.4761391444362+50.3296474051064i 61,006 0,015 0,007 2 0,014 0,006 0,011

60 6 15,284 0,144 6,942 0,905 -34.2433185024194+55.0284918597351i 64,813 0,016 0,008 4 0,033 0,007 0,027

61 6,1 15,621 0,146 6,827 0,920 -30.6325613802419+55.7309225603828i 63,595 0,016 0,008 2 0,016 0,007 0,013

62 6,2 15,952 0,149 6,715 0,936 -28.5901597662727+52.9942853678382i 60,215 0,015 0,007 4 0,028 0,006 0,025

63 6,3 16,274 0,151 6,606 0,951 -24.4735644347279+52.2880158417505i 57,732 0,014 0,006 2 0,013 0,006 0,012

64 6,4 16,589 0,154 6,502 0,966 -28.9775527377804+47.7443778033669i 55,850 0,014 0,006 4 0,024 0,006 0,023

65 6,5 16,895 0,156 6,400 0,982 -29.9900469775313+53.2423260535298i 61,108 0,015 0,007 2 0,015 0,007 0,014

66 6,6 17,193 0,159 6,302 0,997 -25.8479843324158+52.9500514617996i 58,922 0,014 0,007 4 0,027 0,007 0,027

67 6,7 17,482 0,161 6,206 1,012 -23.5382012944961+52.4467446699744i 57,487 0,014 0,006 2 0,013 0,007 0,013

68 6,8 17,761 0,164 6,113 1,028 -22.9683290015641+49.9089646121741i 54,940 0,013 0,006 4 0,023 0,006 0,025

69 6,9 18,032 0,166 6,024 1,043 -23.8225800642121+48.4374845818979i 53,979 0,013 0,006 2 0,011 0,006 0,012

70 7 18,292 0,168 5,936 1,058 -24.4022361673989+48.3972553496699i 54,201 0,013 0,006 4 0,023 0,006 0,026

71 7,1 18,543 0,171 5,851 1,074 -22.058771968255+48.5397395865962i 53,317 0,013 0,006 2 0,011 0,006 0,013

72 7,2 18,784 0,173 5,769 1,089 -21.7428979250358+48.1643196417884i 52,845 0,013 0,005 4 0,022 0,006 0,026

73 7,3 19,015 0,176 5,689 1,104 -21.1208171768639+48.0228124417907i 52,462 0,013 0,005 1 0,005 0,007 0,007


Análisis FTT. Catenaria Ligera , mar en calma

Número de datos

Tiempo (s)

Valores

FREQ (Hz)

FREQ


FFT (Amplitud)


1 0,1 0,000 0,000 0,000 0,000 -31.137474201 31,137 0,008 0,002 1 0,0019 0,0000 0,0000

2 0,2 -0,001 0,002 409,600 0,015 -32.7609377174172+18.2757677620984i 37,514 0,009 0,003 4 0,0109 0,0000 0,0000

3 0,3 -0,002 0,005 204,800 0,031 -40.7307459673126+45.0908176164862i 60,763 0,015 0,007 2 0,0143 0,0000 0,0000

4 0,4 -0,003 0,007 136,533 0,046 -67.5547894956574+110.852420280506i 129,815 0,032 0,033 4 0,1310 0,0001 0,0003

5 0,5 -0,005 0,010 102,400 0,061 -657.415347810649+1412.52806306702i 1558,021 0,380 4,716 2 9,4321 0,0178 0,0355

6 0,6 -0,008 0,012 81,920 0,077 66.994818771462-176.151077635388i 188,461 0,046 0,069 4 0,2760 0,0004 0,0016

7 0,7 -0,011 0,015 68,267 0,092 29.2059465267482-90.0788188839003i 94,695 0,023 0,017 2 0,0348 0,0001 0,0003

8 0,8 -0,015 0,017 58,514 0,107 17.8099519354912-62.4842373967402i 64,973 0,016 0,008 4 0,0328 0,0001 0,0004

9 0,9 -0,019 0,020 51,200 0,123 12.6680393827667-48.6789925354008i 50,300 0,012 0,005 2 0,0098 0,0001 0,0001

10 1 -0,024 0,022 45,511 0,138 9.61397858356054-40.1492280508905i 41,284 0,010 0,003 4 0,0132 0,0001 0,0003

11 1,1 -0,030 0,024 40,960 0,153 7.70442223283222-34.3257334422247i 35,180 0,009 0,002 2 0,0048 0,0001 0,0001

12 1,2 -0,036 0,027 37,236 0,169 6.41039854771302-30.0496842347856i 30,726 0,008 0,002 4 0,0073 0,0001 0,0002

13 1,3 -0,042 0,029 34,133 0,184 5.49936887052876-26.758304570297i 27,318 0,007 0,001 2 0,0029 0,0000 0,0001

14 1,4 -0,050 0,032 31,508 0,199 4.80183419706002-24.1109811141174i 24,584 0,006 0,001 4 0,0047 0,0000 0,0002

15 1,5 -0,057 0,034 29,257 0,215 4.34729896794382-22.0715744366111i 22,496 0,005 0,001 2 0,0020 0,0000 0,0001

16 1,6 -0,065 0,037 27,307 0,230 3.90934707739572-20.1698199532811i 20,545 0,005 0,001 4 0,0033 0,0000 0,0002

17 1,7 -0,073 0,039 25,600 0,245 3.58945555216149-18.6182511880012i 18,961 0,005 0,001 2 0,0014 0,0000 0,0001

18 1,8 -0,082 0,042 24,094 0,261 3.31522734026033-17.3020590545178i 17,617 0,004 0,001 4 0,0024 0,0000 0,0002

19 1,9 -0,091 0,044 22,756 0,276 4.11652403909937-14.8443453234936i 15,405 0,004 0,000 2 0,0009 0,0000 0,0001

20 2 -0,101 0,046 21,558 0,291 3.15388387572289-14.8439428057521i 15,175 0,004 0,000 4 0,0018 0,0000 0,0002

21 2,1 -0,110 0,049 20,480 0,307 3.01879840011884-13.9130853748099i 14,237 0,003 0,000 2 0,0008 0,0000 0,0001

22 2,2 -0,120 0,051 19,505 0,322 2.9765548018095-12.9894975523997i 13,326 0,003 0,000 4 0,0014 0,0000 0,0001

23 2,3 -0,130 0,054 18,618 0,337 2.87948087137088-12.1646886603402i 12,501 0,003 0,000 2 0,0006 0,0000 0,0001

24 2,4 -0,140 0,056 17,809 0,353 2.94789960863399-11.3536688431067i 11,730 0,003 0,000 4 0,0011 0,0000 0,0001

25 2,5 -0,151 0,059 17,067 0,368 3.15663918343394-10.4665681818904i 10,932 0,003 0,000 2 0,0005 0,0000 0,0001

26 2,6 -0,161 0,061 16,384 0,383 9.77990548918516-5.95499131210934i 11,450 0,003 0,000 4 0,0010 0,0000 0,0001

27 2,7 -0,172 0,063 15,754 0,399 2.49992731822706-9.64614522158878i 9,965 0,002 0,000 2 0,0004 0,0000 0,0001

28 2,8 -0,183 0,066 15,170 0,414 2.74952465114419-8.56811794992424i 8,998 0,002 0,000 4 0,0006 0,0000 0,0001

29 2,9 -0,194 0,068 14,629 0,430 2.97928530897567-7.48687870032279i 8,058 0,002 0,000 2 0,0003 0,0000 0,0000

30 3 -0,204 0,071 14,124 0,445 3.40109559988936-5.96475847750165i 6,866 0,002 0,000 4 0,0004 0,0000 0,0001

31 3,1 -0,215 0,073 13,653 0,460 5.05396176434165-3.21260237144453i 5,989 0,001 0,000 2 0,0001 0,0000 0,0000

32 3,2 -0,226 0,076 13,213 0,476 4.73955130970771+3.02736020705623i 5,624 0,001 0,000 4 0,0002 0,0000 0,0001

33 3,3 -0,236 0,078 12,800 0,491 23.8675615854539-38.8143799468948i 45,566 0,011 0,004 2 0,0081 0,0010 0,0019

34 3,4 -0,246 0,081 12,412 0,506 4.81832529331728-15.0555827742538i 15,808 0,004 0,000 4 0,0019 0,0001 0,0005

35 3,5 -0,257 0,083 12,047 0,522 8.2411007138641-21.8176714716168i 23,322 0,006 0,001 2 0,0021 0,0003 0,0006

36 3,6 -0,267 0,085 11,703 0,537 3.72375963173814-15.5116889032624i 15,952 0,004 0,000 4 0,0020 0,0001 0,0006

37 3,7 -0,277 0,088 11,378 0,552 4.67320739141331-16.4267704300962i 17,079 0,004 0,001 2 0,0011 0,0002 0,0003

38 3,8 -0,286 0,090 11,070 0,568 -6.2277552120076-0.926630154488512i 6,296 0,002 0,000 4 0,0003 0,0000 0,0001

39 3,9 -0,296 0,093 10,779 0,583 1.2460904937199-7.40548027550153i 7,510 0,002 0,000 2 0,0002 0,0000 0,0001

40 4 -0,305 0,095 10,503 0,598 2.11875708075346-7.77424667928474i 8,058 0,002 0,000 4 0,0005 0,0000 0,0002

41 4,1 -0,315 0,098 10,240 0,614 2.57403915565797-8.08414381576706i 8,484 0,002 0,000 2 0,0003 0,0001 0,0001

42 4,2 -0,324 0,100 9,990 0,629 2.73468292440663-8.09586638155901i 8,545 0,002 0,000 4 0,0006 0,0001 0,0002

43 4,3 -0,333 0,103 9,752 0,644 2.80949376623489-8.08897226502747i 8,563 0,002 0,000 2 0,0003 0,0001 0,0001

44 4,4 -0,341 0,105 9,526 0,660 2.79083223479193-8.05532728918426i 8,525 0,002 0,000 4 0,0006 0,0001 0,0002


45 4,5 -0,350 0,107 9,309 0,675 2.57069176593737-7.97561415906218i 8,380 0,002 0,000 2 0,0003 0,0001 0,0001

46 4,6 -0,358 0,110 9,102 0,690 1.46753654111734-7.08656242759063i 7,237 0,002 0,000 4 0,0004 0,0000 0,0002

47 4,7 -0,366 0,112 8,904 0,706 4.38534299799871-7.74910346960419i 8,904 0,002 0,000 2 0,0003 0,0001 0,0002

48 4,8 -0,374 0,115 8,715 0,721 3.42519180695229-7.85791978903558i 8,572 0,002 0,000 4 0,0006 0,0001 0,0003

49 4,9 -0,381 0,117 8,533 0,736 2.96934996452919-7.97787653881411i 8,513 0,002 0,000 2 0,0003 0,0001 0,0002

50 5 -0,388 0,120 8,359 0,752 1.41368042022548-8.76663874569127i 8,880 0,002 0,000 4 0,0006 0,0001 0,0003

51 5,1 -0,395 0,122 8,192 0,767 -7.64591344646296-10.8364539528193i 13,262 0,003 0,000 2 0,0007 0,0002 0,0004

52 5,2 -0,401 0,125 8,031 0,782 17.7768602328594-4.83688011612914i 18,423 0,004 0,001 4 0,0026 0,0004 0,0016

53 5,3 -0,407 0,127 7,877 0,798 10.5725317484475-8.6570891247574i 13,665 0,003 0,000 2 0,0007 0,0002 0,0005

54 5,4 -0,413 0,129 7,728 0,813 10.0541331555038-7.71873797783025i 12,675 0,003 0,000 4 0,0012 0,0002 0,0008

55 5,5 -0,418 0,132 7,585 0,828 9.79205473520571-9.01651676009034i 13,311 0,003 0,000 2 0,0007 0,0002 0,0005

56 5,6 -0,423 0,134 7,447 0,844 11.6205737784138-8.27993890592473i 14,269 0,003 0,000 4 0,0016 0,0003 0,0011

57 5,7 -0,427 0,137 7,314 0,859 15.5127031684467-10.7146194584917i 18,853 0,005 0,001 2 0,0014 0,0005 0,0010

58 5,8 -0,430 0,139 7,186 0,874 33.6815222048765-10.1345014784255i 35,173 0,009 0,002 4 0,0096 0,0018 0,0074

59 5,9 -0,434 0,142 7,062 0,890 -66.2489734235388-

1.70380638350353E-002i 66,249 0,016 0,009 2 0,0171 0,0067 0,0135

60 6 -0,436 0,144 6,942 0,905 -12.4072712136238-3.89584210228267i 13,005 0,003 0,000 4 0,0013 0,0003 0,0011

61 6,1 -0,438 0,146 6,827 0,920 -3.74768525198678-6.41693113804279i 7,431 0,002 0,000 2 0,0002 0,0001 0,0002

62 6,2 -0,440 0,149 6,715 0,936 -1.29146300339002-9.0354893972426i 9,127 0,002 0,000 4 0,0006 0,0001 0,0006

63 6,3 -0,441 0,151 6,606 0,951 -0.888603583959478-10.0739596479136i

10,113 0,002 0,000 2 0,0004 0,0002 0,0004

64 6,4 -0,442 0,154 6,502 0,966 0.592784765216056-10.6140362296474i 10,631 0,003 0,000 4 0,0009 0,0002 0,0008

65 6,5 -0,442 0,156 6,400 0,982 5.01969440906414-14.0469527984372i 14,917 0,004 0,000 2 0,0009 0,0004 0,0008

66 6,6 -0,442 0,159 6,302 0,997 62.5996536246397-64.0033145299047i 89,527 0,022 0,016 4 0,0623 0,0155 0,0619

67 6,7 -0,442 0,161 6,206 1,012 -13.8754947958977+15.5661738266833i 20,853 0,005 0,001 2 0,0017 0,0009 0,0017

68 6,8 -0,441 0,164 6,113 1,028 -3.98793703789413+2.55241112913099i 4,735 0,001 0,000 4 0,0002 0,0000 0,0002

69 6,9 -0,441 0,166 6,024 1,043 -3.1836814938711-0.270168604258515i 3,195 0,001 0,000 2 0,0000 0,0000 0,0000

70 7 -0,440 0,168 5,936 1,058 -2.11274638910448-0.903294342984047i

2,298 0,001 0,000 4 0,0000 0,0000 0,0000

71 7,1 -0,439 0,171 5,851 1,074 -6.27057621077549E-002-

1.96869161707945i 1,970 0,000 0,000 2 0,0000 0,0000 0,0000

72 7,2 -0,438 0,173 5,769 1,089 -0.92644683640685-3.60707837700547i 3,724 0,001 0,000 4 0,0001 0,0000 0,0001

73 7,3 -0,437 0,176 5,689 1,104 -1.64398824580229-3.37054891945132i 3,750 0,001 0,000 1 0,0000 0,0000 0,0000


Análisis FTT. Catenaria Ligera , tormenta

Número de datos

Tiempo (s)

Valores

FREQ (Hz)

FREQ


FFT (Amplitud)


1 0,1 -0,004 0,000 0,000 0,000 -1352.09596386 1352,096 0,330 3,552 1 3,552 0,000 0,000

2 0,2 -0,015 0,002 409,600 0,015 -1900.13381881958-680.823289435937i 2018,422 0,493 7,915 4 31,660 0,002 0,007

3 0,3 -0,033 0,005 204,800 0,031 -2119.46869919596-1869.03720030008i 2825,853 0,690 15,514 2 31,028 0,015 0,029

4 0,4 -0,059 0,007 136,533 0,046 -1569.95065997939-3768.10899430858i 4082,082 0,997 32,374 4 129,495 0,069 0,274

5 0,5 -0,094 0,010 102,400 0,061 -5324.76797209351-10559.9203397284i 11826,456 2,887 271,731 2 543,462 1,023 2,046

6 0,6 -0,136 0,012 81,920 0,077 22566.2010777804+54629.0191889911i 59106,372 14,430 6787,327 4 27149,309 39,928 159,712

7 0,7 -0,188 0,015 68,267 0,092 2484.84243148172+8812.84690386995i 9156,457 2,235 162,887 2 325,773 1,380 2,760

8 0,8 -0,248 0,017 58,514 0,107 1923.01727512802+5341.30228316692i 5676,927 1,386 62,612 4 250,448 0,722 2,888

9 0,9 -0,318 0,020 51,200 0,123 1635.05605211023+3858.4671993439i 4190,606 1,023 34,118 2 68,236 0,514 1,028

10 1 -0,397 0,022 45,511 0,138 1351.10847303993+3268.2033014015i 3536,474 0,863 24,298 4 97,192 0,463 1,852

11 1,1 -0,486 0,024 40,960 0,153 871.557502649933+2492.42469612844i 2640,415 0,645 13,545 2 27,090 0,319 0,637

12 1,2 -0,584 0,027 37,236 0,169 824.136666561365+2123.00030921622i 2277,352 0,556 10,076 4 40,304 0,287 1,148

13 1,3 -0,693 0,029 34,133 0,184 949.853734618764+2495.99363386846i 2670,619 0,652 13,857 2 27,713 0,470 0,939

14 1,4 -0,812 0,032 31,508 0,199 942.602348247864+2001.26348728646i 2212,138 0,540 9,507 4 38,029 0,378 1,512

15 1,5 -0,942 0,034 29,257 0,215 1162.93079329717+1863.72025813324i 2196,784 0,536 9,376 2 18,751 0,432 0,865

16 1,6 -1,083 0,037 27,307 0,230 489.107178232219+1457.57771665832i 1537,452 0,375 4,592 4 18,369 0,243 0,973

17 1,7 -1,234 0,039 25,600 0,245 1039.91274498257+1520.60341588805i 1842,187 0,450 6,593 2 13,186 0,397 0,794

18 1,8 -1,397 0,042 24,094 0,261 1124.22855210671+1221.5635967572i 1660,153 0,405 5,355 4 21,418 0,364 1,457

19 1,9 -1,570 0,044 22,756 0,276 2342.76905609913+1089.1668506218i 2583,573 0,631 12,968 2 25,936 0,989 1,977

20 2 -1,755 0,046 21,558 0,291 -1222.53295243681+2062.88357541059i 2397,931 0,585 11,171 4 44,685 0,949 3,796

21 2,1 -1,951 0,049 20,480 0,307 825.937428374145+1982.46632004053i 2147,637 0,524 8,961 2 17,922 0,843 1,687

22 2,2 -2,158 0,051 19,505 0,322 5905.9352722156+4802.68568633683i 7612,218 1,858 112,578 4 450,311 11,682 46,729

23 2,3 -2,376 0,054 18,618 0,337 -2747.71843316868-482.206897139669i 2789,710 0,681 15,120 2 30,240 1,722 3,444

24 2,4 -2,606 0,056 17,809 0,353 -1209.52304367017+291.054373910776i 1244,049 0,304 3,007 4 12,027 0,374 1,497

25 2,5 -2,847 0,059 17,067 0,368 -937.428636944544+487.818525671798i 1056,759 0,258 2,170 2 4,339 0,294 0,588

26 2,6 -3,099 0,061 16,384 0,383 -365.844438307577+810.499721858093i 889,242 0,217 1,536 4 6,145 0,226 0,904

27 2,7 -3,362 0,063 15,754 0,399 -373.816234599703+936.812041365373i 1008,640 0,246 1,977 2 3,953 0,314 0,629

28 2,8 -3,635 0,066 15,170 0,414 -209.115215868451+1173.5274321308i 1192,013 0,291 2,761 4 11,042 0,474 1,894

29 2,9 -3,920 0,068 14,629 0,430 -297.723130022218+2064.86389184931i 2086,217 0,509 8,456 2 16,911 1,560 3,120

30 3 -4,214 0,071 14,124 0,445 1355.98571915422-4728.50404703321i 4919,090 1,201 47,011 4 188,044 9,303 37,213

31 3,1 -4,519 0,073 13,653 0,460 609.434640020117-101.559869326568i 617,839 0,151 0,742 2 1,483 0,157 0,314

32 3,2 -4,834 0,076 13,213 0,476 527.880748912458-614.27226670889i 809,931 0,198 1,274 4 5,098 0,288 1,153

33 3,3 -5,159 0,078 12,800 0,491 -811.381113941342+1042.74554241564i 1321,233 0,323 3,391 2 6,783 0,817 1,634

34 3,4 -5,494 0,081 12,412 0,506 948.390214534469+1453.93862756758i 1735,909 0,424 5,854 4 23,418 1,500 6,001

35 3,5 -5,837 0,083 12,047 0,522 -1622.66665415729+857.265514052295i 1835,198 0,448 6,543 2 13,087 1,780 3,560

36 3,6 -6,189 0,085 11,703 0,537 -463.205993689232+313.99624183681i 559,601 0,137 0,608 4 2,434 0,175 0,701

37 3,7 -6,550 0,088 11,378 0,552 -44.619900847462+449.502595980548i 451,712 0,110 0,396 2 0,793 0,121 0,242

38 3,8 -6,919 0,090 11,070 0,568 -1016.24882171525+71.4267906310902i 1018,756 0,249 2,016 4 8,065 0,650 2,598

39 3,9 -7,296 0,093 10,779 0,583 -552.437385225725+156.889883782857i 574,283 0,140 0,641 2 1,281 0,218 0,435

40 4 -7,681 0,095 10,503 0,598 -36.886890617469-245.252175356149i 248,011 0,061 0,120 4 0,478 0,043 0,171

41 4,1 -8,072 0,098 10,240 0,614 -118.529796862978+608.480419582166i 619,918 0,151 0,747 2 1,493 0,281 0,562

42 4,2 -8,470 0,100 9,990 0,629 -178.254660987319+311.638702006089i 359,017 0,088 0,250 4 1,002 0,099 0,396

43 4,3 -8,875 0,103 9,752 0,644 -164.508592543896+301.291403329995i 343,278 0,084 0,229 2 0,458 0,095 0,190

44 4,4 -9,285 0,105 9,526 0,660 -154.701870677935+291.775535569573i 330,251 0,081 0,212 4 0,848 0,092 0,369


45 4,5 -9,700 0,107 9,309 0,675 -140.266634110797+296.092370856054i 327,636 0,080 0,209 2 0,417 0,095 0,190

46 4,6 -10,121 0,110 9,102 0,690 -141.770085293587+298.811430267661i 330,737 0,081 0,213 4 0,850 0,101 0,405

47 4,7 -10,546 0,112 8,904 0,706 -130.143590020325+455.55309774824i 473,778 0,116 0,436 2 0,872 0,217 0,434

48 4,8 -10,975 0,115 8,715 0,721 -141.653752872815+136.832760982667i 196,949 0,048 0,075 4 0,301 0,039 0,157

49 4,9 -11,407 0,117 8,533 0,736 -108.942274391973+216.889033499784i 242,712 0,059 0,114 2 0,229 0,062 0,124

50 5 -11,842 0,120 8,359 0,752 -101.892954158932+270.574176651253i 289,124 0,071 0,162 4 0,650 0,092 0,367

51 5,1 -12,280 0,122 8,192 0,767 -86.2527817494662+259.064053766046i 273,045 0,067 0,145 2 0,290 0,085 0,170

52 5,2 -12,720 0,125 8,031 0,782 -84.8802740588384+249.134096802232i 263,197 0,064 0,135 4 0,538 0,082 0,329

53 5,3 -13,162 0,127 7,877 0,798 -62.0172589817421+287.614681506941i 294,225 0,072 0,168 2 0,336 0,107 0,214

54 5,4 -13,605 0,129 7,728 0,813 -200.128163626271+18.7172699435445i 201,002 0,049 0,078 4 0,314 0,052 0,208

55 5,5 -14,048 0,132 7,585 0,828 -104.708935748726+195.910699627i 222,137 0,054 0,096 2 0,192 0,066 0,132

56 5,6 -14,492 0,134 7,447 0,844 -87.5487792635737+205.157373728739i 223,057 0,054 0,097 4 0,387 0,069 0,275

57 5,7 -14,935 0,137 7,314 0,859 -120.458976284241+143.41496366667i 187,292 0,046 0,068 2 0,136 0,050 0,101

58 5,8 -15,378 0,139 7,186 0,874 -77.2265023926234+210.898023764748i 224,593 0,055 0,098 4 0,392 0,075 0,300

59 5,9 -15,819 0,142 7,062 0,890 -71.4195571665023+205.860955611265i 217,898 0,053 0,092 2 0,184 0,073 0,146

60 6 -16,260 0,144 6,942 0,905 -73.8561763546282+208.867442933234i 221,541 0,054 0,095 4 0,381 0,078 0,312

61 6,1 -16,698 0,146 6,827 0,920 -70.0572438541324+210.06174045576i 221,436 0,054 0,095 2 0,191 0,081 0,161

62 6,2 -17,134 0,149 6,715 0,936 -65.5897860872438+205.124168999885i 215,355 0,053 0,090 4 0,360 0,079 0,316

63 6,3 -17,567 0,151 6,606 0,951 -62.2363919491419+205.574671307943i 214,789 0,052 0,090 2 0,179 0,081 0,162

64 6,4 -17,997 0,154 6,502 0,966 -61.0479738852972+202.439729446357i 211,444 0,052 0,087 4 0,347 0,081 0,324

65 6,5 -18,423 0,156 6,400 0,982 -59.3668390140801+200.81189455202i 209,404 0,051 0,085 2 0,170 0,082 0,164

66 6,6 -18,846 0,159 6,302 0,997 -55.0020778035744+199.413458470371i 206,860 0,051 0,083 4 0,333 0,083 0,331

67 6,7 -19,264 0,161 6,206 1,012 -54.0883839970617+193.953021644501i 201,354 0,049 0,079 2 0,158 0,081 0,161

68 6,8 -19,678 0,164 6,113 1,028 -53.3546466446895+193.347984516369i 200,575 0,049 0,078 4 0,313 0,083 0,330

69 6,9 -20,088 0,166 6,024 1,043 -51.4474117264899+191.102488438723i 197,907 0,048 0,076 2 0,152 0,083 0,166

70 7 -20,492 0,168 5,936 1,058 -50.3812164635149+189.190142803143i 195,783 0,048 0,074 4 0,298 0,083 0,334

71 7,1 -20,891 0,171 5,851 1,074 -50.0036053773842+188.124616896467i 194,657 0,048 0,074 2 0,147 0,085 0,170

72 7,2 -21,284 0,173 5,769 1,089 -48.4077101078016+187.019835635144i 193,183 0,047 0,073 4 0,290 0,086 0,344

73 7,3 -21,672 0,176 5,689 1,104 -44.7325029518682+185.967182950468i 191,272 0,047 0,071 1 0,071 0,087 0,087

L_cubierta= 94 mB_cubierta= 73 mh_cubierta = 3 mH_cubierta= 37.1 mH_total= 67.1 m T_operación= 8.63 mb_columnas= 17 mb_pontones= 17.2 m h_pontones= 8.6 mL_pontones= 86 m

Manejo de

tuberías

Compensadorarfada

Top Drive

Dra

ww

orks Compensador

del bloque corona

Mesa rotatoria

Grúa 50 Tn

Grúa 12.5 Tn Grúa 60 Tn

H

Habilitación

Tratamientode agua

Lavadorde entrada

Tratamientode gas

ManifoldUnidad de deshidrataciónAGRU

Tanque petróleo sucio

Tratamientode petróleoSeparador

de crudo

Tensor del riser

Tensor del riser

Tensor del riser

Tensor del riser

Moonpool

Cámara deproducción

BOPDesviador

Separador de pruebas

Alternador

AlternadorAlternador

Alternador

Cámara de Máquinas Motor diesel

Bomba de lodo Bomba de lodo Bomba de lodo

Motor diesel

Compresor

Motor diesel

Motor diesel

Molinete

Mol

inet

e

Caja de cadenas

Material en sacos

Material en sacos

Molinete

Mol

inet

e

Mol

inet

e M

olin

ete

Molinete

Molinete

Caja de cadenas

Caja de cadenas

Moonpool

Caja de cadenas

Cub. sup

Cub. int

Cub. inf

Fondo 3

Fondo 2

Fondo 1

TL 9

Tanque 4 (Diésel)

Tanque 8(Agua potable)TL 13

Tanque 10 (Agua perf.)

Tanque 2(Líquido perf.)

Tanque 5(Salmuera)

TL 6 TL 5

TL 2

TL 10

TL 14

Cub. sup

Cub. int

Cub. inf

Fondo 3

Fondo 2

Fondo 1

TL 9

Tanque 4 (Diésel)




Tanque 5(Salmuera)

TL 6 TL 5

TL 2

TL 10

TL 14

Cuaderna maestra

ESCALA 1:100

Trabajo final de máster PROYECTO PRELIMINAR DE UNA PLATAFORMA SEMI-SUMERGIBLE PARA AGUAS PROFUNDAS




Fecha Nombre Alumno

Jesús Monserrat Torrecillas

Fecha Nombre Alumno

Jesús Monserrat Torrecillas25/02/2019

Nombre Plano

t = 16 mm

t = 20 mm

t = 21 mm

t = 18 mm

t = 22 mm

t = 11 mm

t = 7 mm

t = 7 mm

t = 12 mm

t = 7 mm

t = 12 mm

NAB 350 x 100

1500

mm

NAB 350 x 100

NAB 400 x 100

NAB 350 x 100

NAB 350 x 100

1433

mm

NAB 300 x 90

NAB 250 x 90

2866 mm

2433 mm

t = 13 mm

NAB 300 x 90

2866 mm

2833 mm

Fondo 3

Fondo 1

Fondo 2

2833 mm

1875

mm

t = 25 mm

1433

mm

2833 mm

Cubierta superior Cubierta intermedia

1875

mm

t = 20 mmCubierta inferior

2433 mm

2433 mm

t = 16 mm

t = 23 mm

2433 mm

2433 mm

t = 10 mm

1500

mm

2433 mm

t = 13 mm

NAB 400 x 100

NAB 350 x 100

Compensador del bloque corona

Habilitación

Caja de cadenas

Moonpool

Caja de cadenas

Caja de cadenas

Molinete

Molinete

Mol

inet

e M

olin

ete

Mol

inet

e

Molinete

Material en sacos

Material en sacos

Caja de cadenas

Mol

inet

e

Molinete

Motor diesel

Motor diesel

Compresor

Motor diesel


Motor dieselCámara de Máquinas

Alternador

Alternador Alternador

Alternador

H Dra

ww

orks M

anejo detuberías

Cub. sup

Cub. int

Cub. inf

Fondo 3

Fondo 2

Fondo 1

TL 9

Tanque 4 (Diésel)




Tanque 5(Salmuera)

TL 6 TL 5

TL 2

TL 10

TL 14

Cub. sup

Cub. int

Cub. inf

Fondo 3

Fondo 2

Fondo 1

TL 9

Tanque 4 (Diésel)




Tanque 5(Salmuera)

TL 6 TL 5

TL 2

TL 10

TL 14

Grúa 60 Tn Grúa 12.5 Tn

Top Drive



DesviadorBOP

Cámara deproducciónMoonpool

Tensor del riser

Tensor del riser

Tensor del riser

Compensadorarfada

Tensor del riser

Grúa 50 Tn

Separador de crudo

Tratamientode petróleo


AGRUUnidad de deshidratación Manifold

Tratamientode gas

Lavadorde entrada

Tratamientode agua

Mesa rotatoria





Fecha Nombre Alumno


Fecha Nombre Alumno


Nombre PlanoDisposición cubiertas

ESCALA 1:700

t = 12 mm

t = 7 mm

t = 12 mm

t = 7 mm

t = 7 mm

t = 11 mm

t = 22 mm

t = 18 mm

t = 21 mm

t = 20 mm

t = 16 mm

1433

mm

2866 mm

2866 mm

1433

mm

2833 mm

2833 mm

1875

mm

2833 mm

1875

mm

2433 mm

2433 mm

2433 mm

2433 mm

1500

mm

2433 mm

1500

mm

2433 mm

Cubierta inferior

Fondo 3

Fondo 1

Fondo 2

NAB 350 x 100

NAB 400 x 100

t = 23 mm

t = 25 mm

t = 13 mm

t = 13 mm

t = 10 mm

t = 16 mm

t = 20 mm

Cubierta intermediaCubierta superior

NAB 300 x 90

NAB 250 x 90

NAB 300 x 90

NAB 350 x 100

NAB 350 x 100

NAB 400 x 100

NAB 350 x 100

NAB 350 x 100


Cub. inf

Caja de cadenas

Moonpool

Caja de cadenas

Caja de cadenas

Molinete

Molinete

Mol

inet

e M

olin

ete

Mol

inet

e

Molinete

Material en sacos

Material en sacos

Caja de cadenas

Mol

inet

e

Molinete

Motor diesel

Motor diesel

Compresor

Motor diesel


Motor dieselCámara de Máquinas

Alternador

Alternador Alternador

Alternador


DesviadorBOP

Cámara deproducciónMoonpool

Tensor del riser

Tensor del riser

Tensor del riser

Tensor del riser

Separador de crudo



AGRUUnidad de deshidratación Manifold

Tratamientode gas

Lavadorde entrada

Tratamientode agua

Habilitación

H

Grúa 60 Tn Grúa 12.5 Tn

Grúa 50 Tn

Mesa rotatoria

Compensador del bloque corona

Dra

ww

orks

Top Drive

Compensadorarfada

Manejo de

tuberías

TL 9

Cub. sup

Cub. int

Fondo 3

Fondo 2

Fondo 1Tanque 4 (Diésel)




Tanque 5(Salmuera)

TL 6 TL 5

TL 2

TL 10

TL 14

Cub. sup

Cub. int

Cub. inf

Fondo 3

Fondo 2

Fondo 1

TL 9

Tanque 4 (Diésel)




Tanque 5(Salmuera)

TL 6 TL 5

TL 2

TL 10

TL 14

Nombre PlanoDisposición tanques





Fecha Nombre Alumno


Fecha Nombre Alumno


ESCALA 1:600

NAB 350 x 100

NAB 400 x 100

t = 23 mm

t = 25 mm

t = 13 mm

t = 13 mm

t = 10 mm

t = 16 mm

t = 20 mm

NAB 300 x 90

NAB 250 x 90

NAB 300 x 90

NAB 350 x 100

NAB 350 x 100

NAB 400 x 100

NAB 350 x 100

NAB 350 x 100

t = 12 mm

t = 7 mm

t = 12 mm

t = 7 mm

t = 7 mm

t = 11 mm

t = 22 mm

t = 18 mm

t = 21 mm

t = 20 mm

t = 16 mm

1433

mm

2866 mm

2866 mm

1433

mm

2833 mm

2833 mm

1875

mm

2833 mm

1875

mm

2433 mm

2433 mm

2433 mm

2433 mm

1500

mm

2433 mm

1500

mm

2433 mm

Cubierta inferior

Cubierta intermedia

Fondo 2Fondo 3

Cubierta superior

Fondo 1

Manejo de

tuberías

Compensadorarfada

Top Drive

Dra

ww

orks Compensador

del bloque corona

Mesa rotatoria

Grúa 50 Tn

Grúa 12.5 Tn Grúa 60 Tn

H

Habilitación

Cub. sup

Cub. int

Cub. inf

Tratamientode agua

Lavadorde entrada

Tratamientode gas

Manifold

Fondo 3

Unidad de deshidrataciónAGRU



Fondo 2

Separador de crudo

Tensor del riser

Tensor del riser

Tensor del riser

Fondo 1

Tensor del riser

Moonpool

Cámara deproducción

BOP

TL 9

Desviador


Tanque 4 (Diésel)




Tanque 5(Salmuera)

TL 6 TL 5

TL 2

TL 10

TL 14

Alternador

AlternadorAlternador

Alternador

Cámara de Máquinas Motor diesel


Motor diesel

Compresor

Motor diesel

Motor diesel

Molinete

Mol

inet

e

Caja de cadenas

Material en sacos

Material en sacos

Molinete

Mol

inet

e

Mol

inet

e M

olin

ete

Molinete

Molinete

Caja de cadenas

Caja de cadenas

Moonpool

Caja de cadenas

Cub. sup

Cub. int

Cub. inf

Fondo 3

Fondo 2

Fondo 1

TL 9

Tanque 4 (Diésel)

Tanque 8(Agua potable)


TL 13Tanque 10 (Agua perf.)


Tanque 5(Salmuera)

TL 6 TL 5

TL 2

TL 10

TL 14

ESCALA 1:300





Fecha Nombre Alumno


Nombre Plano

Fecha Nombre Alumno


Nombre PlanoVista Frontal

25/02/2019

NAB 350 x 100

NAB 350 x 100

NAB 400 x 100

NAB 350 x 100

NAB 350 x 100

NAB 300 x 90

NAB 250 x 90

NAB 400 x 100

NAB 350 x 100

NAB 300 x 90

Fondo 3

Fondo 1

Fondo 2

1433

mm

2866 mm

2866 mm

1433

mm

2833 mm

2833 mm

1875

mm

2833 mm

1875

mm

2433 mm

2433 mm

2433 mm

2433 mm

1500

mm

2433 mm

1500

mm

2433 mm

Cubierta superior Cubierta intermedia

Cubierta inferior

t = 16 mm

t = 20 mm

t = 21 mm

t = 18 mm

t = 22 mm

t = 25 mm

t = 23 mm

t = 20 mm

t = 16 mm

t = 10 mm

t = 11 mm

t = 7 mm

t = 7 mm

t = 13 mm

t = 13 mm

t = 12 mm

t = 7 mm

t = 12 mm

mÁster universitario en ingenierÍa naval y oceÁnica

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