Ingeniería de Petróleos · 2021
Presentación de recomendaciones para el diseño e instalación de sistemas de tuberías en plataformas de producción offshore según normativa actual
A través de los años, el constante aumento en la demanda de hidrocarburos nos hace replantear cada día, si contamos con los lineamientos necesarios, como un óptimo diseño de tuberías que nos permita llegar a aguas ultra profundas bajo condiciones extremas de presión y temperatura. Siendo el sistema de tuberías el principal vínculo entre el subsuelo y la superficie, se espera que esté cumpla con cada una de las necesidades que se presentan a nivel industrial para de esta forma seguir ampliando el desarrollo y estudio de plataformas offshore. El principal objetivo de este documento es capacitar al lector, sobre las diferentes premisas al momento de seleccionar un diseño de tuberías como lo son; Diámetro de tubería, plan de diseño, estabilidad del oleoducto, protección contra la corrosión, entre otros. Son características que nos hacen preguntarnos ¿Qué impacto tiene el diseño de tuberías en la cadena de producción? En este contexto el impacto que genera un buen diseño de tuberías será la optimización de recursos ambientales. Para darle veracidad a la respuesta nos hemos basado en una serie de pruebas de campo como lo son las pruebas: batimétricas, modelos hidrodinámicos, análisis de tensión, etc., a raíz de los resultados obtenidos se hará una revisión de los requerimientos técnicos para este tipo de actividades, de esta forma se disminuirá el riesgo y la incertidumbre presentes en la operación. Se recomienda previo a desarrollar cualquier proyecto, realizar la mayor recolección de datos históricos sobre la zona de interés, pruebas de campo, seguridad ambiental, entre otros. Que permita al equipo de trabajo tener la seguridad sobre la toma de decisiones y viabilidad de este.
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Contenido
- 1. OBJETIVOSp. 19
- EN ALTAMARp. 20
- 2.1 RECOMENDACIONES PRÁCTICAS API RP 14Ep. 21
- 2.1.1 Grados de tuberíap. 21
- 2.1.2 Criterios de tamaño - generalp. 25
- 2.1.3 Criterios de tamaño para las líneas de líquidop. 26
- 2.1.4 Criterios de tamaño para las líneas de gas monofásicasp. 32
- 2.1.5 Criterios de tamaño para el gas/líquido bifásicop. 32
- 2.1.6 Expansión y flexibilidadp. 37
- OFFSHOREp. 39
- 2.2.1 Base del diseñop. 39
- 2.2.2 Selección de ruta y estudio marinop. 40
- 2.2.3 Selección del diámetrop. 40
- 2.2.4 Espesor y grado de la paredp. 41
- 2.2.5 Estabilidad en el fondop. 43
- 2.2.6 Análisis de la rugosidad en fondop. 47
- 2.2.7 Protección contra la corrosión externap. 48
- 2.2.8 Viabilidad de la construcciónp. 49
- 2.3.1 Diseño para instalarp. 50
- 2.3.2 Selección del sistema de recubrimiento externop. 53
- 2.3.3 Análisis de la tuberíap. 55
- 2.3.4 Inundación accidentalp. 58
- deteccion de doblecesp. 60
- 2.3.6 Prueba hidrostatica de la tuberia en aguas profundasp. 63
- 2.4.1 Análisis hidrodinámicop. 66
- un SCRp. 67
- 2.4.3 Modelo hidrodinámicop. 67
- 2.4.4 Análisis de tensión mediante rainflow countingp. 68
- TÉCNICO LEGAL Y OPERATIVOp. 71
- 3.1 MARCO TÉCNICO LEGAL Y OPERATIVOp. 71
- 3.2 TUBERÍAS OFFSHOREp. 73
- 3.3 TUBERÍAS FLEXIBLESp. 74
- API y DNVp. 76
- 3.3.2 DNV-RP-A203 calificación de la nueva tecnologíap. 81
- FHRPp. 81
- 3.3.4 Base de calificaciónp. 143
- 3.3.5 Despliegue de la tecnologíap. 82
- DE ANÁLISISp. 85
- Y GASODUCTOS SUBMARINOS (FBE)p. 85
- 4.1.1 Conexión entre tuberíasp. 88
- 4.1.2 Análisis epoxyp. 89
- 4.1.3 Procedimiento experimentalp. 90
- 4.1.5 Características térmicas del recubrimientop. 92
- 4.1.6 Resultados de la prueba de envejecimientop. 93
- 4.1.7 Prueba de disolución catódicap. 95
- 4.2 VIBRACIONES EN TUBERÍAS OFFSHOREp. 100
- 4.2.1 Metodología de modelado de CFDp. 100
- 4.2.2 Validaciónp. 101
- 4.2.3 Mallap. 156
- 4.2.4 Condiciones límitesp. 103
- 4.2.5 Vibración inducida por hidratosp. 105
- 4.2.6 Resultado y discusiónp. 106
- 4.3 INHIBIDORES DE CORROSIÓNp. 113
- 4.3.1 La interfasep. 113
- 4.3.2 La interfazp. 113
- 4.3.3 La molécula de aguap. 113
- 4.3.4 Hidrógenop. 113
- 4.3.5 Tuberíap. 114
- 4.3.6 La superficie interna de la tuberíap. 116
- 4.3.7 El proceso de corrosiónp. 117
- 4.3.8 El inhibidor de la corrosiónp. 119
- 4.3.9 Pruebas de detecciónp. 120
- 4.3.10 Pruebas de rendimientop. 120
- 5. CONCLUSIONESp. 122
- 6. RECOMENDACIONESp. 125
- BIBLIOGRAFIAp. 126
- ANEXOSp. 133
- Figura 1: Usos de los oleoductos en alta marp. 18
- installationp. 50
- Figura 4: Ilustración S-layp. 52
- aguas profundasp. 19
- Figura 6: Análisis de una deformación típica en S-layp. 58
- instalación en aguas ultra profundasp. 59
- aguas profundasp. 19
- largo plazop. 62
- FPSO en un punto y anclado al lecho marinop. 67
- inicialp. 69
- Figura 13: Rango de tensión obtenido (Mpa)p. 70
- Figura 14: Todo compuesto FFRP - diámetro lisop. 77
- Figura 16: AUP ATAP FFRPp. 81
- producción RPSEAp. 83
- Figura 19: Acumulación esquemática de la junta de campop. 89
- 95 °Cp. 94
- 75 °Cp. 96
- catódica durante 28 días a 112 °Cp. 97
- disolución catódica durante 90 días a 75 °Cp. 98
- catódica durante 90 días a 112C°p. 98
- con forma Mp. 101
- resultados de la simulaciónp. 102
- Figura 28: Tratamiento en la pared cercanap. 103
- hidratosp. 108
- vista lateral con 14% de fracción volumétrica de hidratosp. 107
- fracción volumétrica de hidratosp. 108
- de fracción de volumen de hidratosp. 108
- Figura 33: Saltador sin deformacionesp. 109
- Figura 34: Saltador con deformacionesp. 109
- volumétrica de hidratosp. 108
- hidratos en la deformaciónp. 111
- deformaciónp. 111
- Tabla 1: Velocidades típicas del flujop. 31
- Tabla 2: Tensiones permisibles de la tuberíap. 48
- Tabla 3: Propiedades del material de un levantadorp. 105
- Anexo1: Caida De Presiónp. 133
- Anexo 2: Npsh Aplicación De Bombap. 134
- Anexo 3: Cabeza De Aceleraciónp. 135
- Anexo 4: Espesor De La Paredp. 136
- Anexo 5: Secciones De Un Dbdp. 140
- Anexo 6: Selección Del Sistemap. 141
- Anexo 7: Analisis Estabilidad Hidrodinamicap. 142
- Anexo 8: Datos Ambientalesp. 143
- Anexo 9: Base De Calificaciónp. 143
- Anexo 10: Programa De Calificaciónp. 149
- Anexo 11: Relsultados Prueba Durezap. 149
- Anexo 12: Propiedades Poliuretanop. 150
- Anexo 13: Propiedades Epoxip. 151
- Anexo 14: Propiedades Polipropilenop. 152
- Anexo 15: Especimenez De Cizallamientop. 152
- Anexo 16: Pruebas Calificación Para El Curadop. 153
- Anexo 17: Prueba Hot Water Soakingp. 154
- Anexo 18: Prueba De Disolución Catodicap. 155
- Anexo 19: Evolucion Polimerosp. 156
- Anexo 20: Parametros De Modelos Y Condicionesp. 156
- Anexo 21: Analisis Numéricop. 157
- Anexo 22: Interfase E Interfazp. 158
- Anexo 23: Composiciones Químicas Grados De Resistenciap. 160
- Anexo 24: Composiciones Metalp. 161
- Anexo 25: Composiciones Químicas Para Combustiblesp. 162
- Anexo 26: Proceso De Calificación De La Tecnologíap. 162
- Mecanismos De Fallo Y Plan De Acciónp. 163
- Escala Realp. 164
- Anexo 30: Factores Típicos De Sobrecargap. 164
- Apertura Al 100% En Piesp. 165
- Modificado)p. 166
- De Tensión De Ansi B31.3 - 1980)p. 167
- Anexo 34: Metodologia De Probabilidadp. 169