Presentación sobre los conceptos de análisis para una plataforma marina tipo Jacket

1. UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE
QUERÉTARO
05/07/2022
CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL
ANÁLISIS Y DISEÑO DE ESTRUCTURAS
OFFSHORE

2. Índice
2
1. Introducción.
2. Metodología.
3. Resultados y discusión.
4. Conclusiones.

3. Índice
3
1. Introducción.
2. Metodología.
3. Resultados y discusión.
4. Conclusiones.

4. Introducción
4
• Comunicaciones
• Generación de
energía.
• Aeropuertos.
• Exploración y
producción de gas
y petróleo.
Fuente: https://www.worldwildlife.org
Fuente: https://www.worldwildlife.org

5. Introducción
5
• Cargas ambientales.
• Cargas hidrodinámicas.
• Cargas de producción.
• Cargas accidentales (impacto
de embarcaciones).
Fuente: https://www.theinertia.com/environment/

6. Configuración de la plataforma
6
Figura 1. Clasificación de plataformas offshore según su configuración y algunos ejemplos representativos. Fuente:
Gauss (2014). El texto se mantiene en su idioma original para evitar errores de interpretación.

7. Configuración de la plataforma
7
Figura 2. Partes principales de una plataforma fija tipo Jacket. Fuente: Pérez (2015).

8. Cargas ambientales e hidrodinámicas
8
OLEAJE
CORRIENTES
EMPUJE
PRESIONES
INERCIA
Fig. 3 Cargas aplicables a una plataforma.

9. Índice
9
1. Introducción.
2. Metodología.
3. Resultados y discusión.
4. Conclusiones.

10. Metodología
10
SELECCIÓN DE LA
CONFIGURACIÓN
ESTRUCTURAL.
DETERMINACIÓN DE LAS
CARGAS ACTUANTES.
CALCULO DE ESFUERZOS
Y DEFORMACIONES.
SELECCIÓN DE MATERIAL
Y
REDIMENSIONAMIENTO
DE MIEMBROS.
CONFIGURACIÓN FINAL

11. Configuración de la plataforma
11
Figura 4. Tipos de conexión para miembros
horizontales. Fuente: (adaptado de API, 2007)
API. 2007. Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress Design.
American Petroleum Institute. Washington.

12. Diseño de pilas y anillo de Grout
12
Dimensiones límite para el diseño
de pilas:
Donde:
Dp: Diámetro de la pila
tp: Espesor de la pila
Dimensiones límite para el diseño del
anillo de grout:
Donde:
Dg: Diámetro de la pila
tg: Espesor de la pila (mínimo 38mm)

13. Parámetros de diseño de una ola
13
Figura 5. Periodo natural de la plataforma contra el periodo pico de la ola.
Fuente: Adaptado de (Chakrabarti, 2005).
Chakrabarti, S. (Ed.) 2005. Handbook of Offshore Engineering (Volumen I). Elsevier. Gran Bretaña

14. Fuerzas de viento
14
Donde:
ρ: Densidad del aire (1.29 kg/m3)
C: Coeficiente de fuerza.
A: Área del cuerpo (m2).
V: Velocidad del viento (m/s)
API. 2007. Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress
Design. American Petroleum Institute. Washington.
F=
1
2
ρCAV2
Objeto Coeficiente de Fuerza
Vigas 1.50
Cilindros 0.50
Lado de edificio 1.50
Área proyectada 1.00

15. Perfiles de viento y ráfagas
15
Características:
•Velocidad variable con la altura.
•Intensidad cambia con el
tiempo.
•Incluirlo puede aumentar los
desplazamientos en un 10%
aproximadamente.
Figura 6. Perfiles de viento para diferentes rugosidades del
terreno. Fuente: adaptada de Haritos (2007).

16. Ley de potencia
16
Donde:
U(z): Velocidad del viento a una elevación z
de la superficie del mar.
Uref: Velocidad promedio del viento a una
hora a 10 m sobre el nivel del mar.
Zref: Altura de referencia (10 m).
API. 2007. Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress Design.
American Petroleum Institute. Washington.
𝑈(z) = 𝑈ref
𝑧
𝑧𝑟𝑒𝑓
𝛼
Terreno Mar agitado Pradera Suburbios Ciudad
α 0.12 0.16 0.28 0.40

17. Perfil API
17
Donde:
u(z,t): Velocidad del viento a una elevación z
de la superficie del mar con respecto al
tiempo.
t: Tiempo en que actúa el viento t ≤ t0;
t0=3600s
U(z): velocidad promedio del viento de una
hora para un nivel z (ft)
Iu(z): Intensidad de la turbulencia a un nivel z
API. 2007. Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress
Design. American Petroleum Institute. Washington.
u(z,t) = U(z) x [1 — 0.40 x Iu(z) x ln
𝑡
𝑡0
]
U(z) = U0 x [1 + C x ln
𝑧
32.8
]
C = 5.73 x 10-2
x (1 + 0.0457 x U0)1/2
Iu(z) = 0.06 x [1 + 0.0131 x U0] x
𝑧
32.8
−0.22

18. Fuerzas de viento
18
Donde:
ρ: Densidad del aire (1.29 kg/m3)
C: Coeficiente de fuerza.
A: Área del cuerpo (m2).
V: Velocidad del viento (m/s)
API. 2007. Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress
Design. American Petroleum Institute. Washington.
F=
1
2
ρCAV2
Objeto Coeficiente de Fuerza
Vigas 1.50
Cilindros 0.50
Lado de edificio 1.50
Área proyectada 1.00

19. Fuerzas de oleaje
19
Mohamad, A., Al-Kadhimi, A. & Shaker, M. 2012. Dynamic Behavior of Jacket Type Offshore Structure. In: Jordan Journal of
Civil Engineering, Volume 6, No. 4
Donde:
 ρ: Densidad del agua (1025 kg/m3)
CD: Coeficiente de arrastre.
CM: Coeficiente de inercia.
V: Velocidad de la partícula de agua (m/s).
AP: Área proyectada de la sección.
Vol: Volumen de la sección.

20. Hipótesis para el estudio del oleaje
20
Proceso estocástico, es aquel que se asume aleatorio, es decir, con cierta
probabilidad de ocurrir.
Proceso estacionario es tal que sus propiedades estadísticas como la media
o la varianza, permanecen constantes en un intervalo de tiempo.
Proceso ergódico, es aquel que permite extrapolar las características
estadísticas obtenidas de los distintos sucesos a un solo evento.

21. Perfil de una ola
21
Figura 7. Perfil de una ola para teoría lineal. Fuente:
(adaptado de Chandrasekaran,2015).
Donde:
H: Altura de ola.
L: Longitud de ola.
d: Profundidad, NMM.
c: Celeridad de la ola

22. Parámetros de diseño de una ola
22

23. Parámetros ambientales (Datos
ambientales de entrada)
23
PEMEX. 2008. Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas Fijas en el Golfo de México. Petróleos Mexicanos,
México
Figura 9. Marea de tormentas. Fuente: (PEMEX, 2008).

24. Caracterización de una ola
24
•Teorías de oleaje:
a. Lineal.
b. Teoría de Stokes.
c. Ola cnoidal.
•Espectros de oleaje:
i. Espectro Pierson-Moskowitz.
ii. Espectro JONSWAP.
Figura 8. Teorías aplicables según las características de
la ola. Fuente: (API, 2007).
API. 2007. Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress
Design. American Petroleum Institute. Washington.

25. Teorías de oleaje
25
Mohamad, A., Al-Kadhimi, A. & Shaker, M. 2012. Dynamic Behavior of Jacket Type Offshore Structure. In: Jordan Journal of
Civil Engineering, Volume 6, No. 4
 Potencial de velocidad
𝜕2𝜙
𝜕𝑋2 +
𝜕2𝜙
𝜕𝑍2 = 0
Se considera que el flujo es:
Incompresible.
No viscoso.
Irrotacional.

26. Solución Teoría Lineal
26
Mohamad, A., Al-Kadhimi, A. & Shaker, M. 2012. Dynamic Behavior of Jacket Type Offshore Structure. In: Jordan Journal of
Civil Engineering, Volume 6, No. 4
Donde:
 Vx, Vz : Velocidad horizontal y vertical
de la partícula de agua para un instante
t(s) en una posición X (m).
 ax, az : Aceleración horizontal y
vertical de la partícula de agua para un
instante t(s) en una posición X (m).
Ω : Frecuencia angular de la ola.
k: Número de ola

27. Ecuación de Morison
27
Mohamad, A., Al-Kadhimi, A. & Shaker, M. 2012. Dynamic Behavior of Jacket Type Offshore Structure. In: Jordan Journal of
Civil Engineering, Volume 6, No. 4
Donde:
 ρ: Densidad del agua (1025 kg/m3)
CD: Coeficiente de arrastre.
CM: Coeficiente de inercia.
V: Velocidad de la partícula de agua (m/s).
AP: Área proyectada de la sección.
Vol: Volumen de la sección.

28. Combinaciones de
carga
Condición de Operación
28
Mohamad, A., Al-Kadhimi, A. & Shaker, M. 2012. Dynamic Behavior of Jacket Type Offshore Structure. In: Jordan Journal of
Civil Engineering, Volume 6, No. 4
No. Condición de Operación Factores de carga
1 Peso propio (modelado) 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
2 Accesorios en subestructura 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
3 Carga muerta en cubierta 1 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
4 Carga muerta en cubierta 2 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
5 Carga muerta de equipos en cubierta 1 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
6 Carga muerta de equipos en cubierta 2 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
7 Carga viva en cubierta 1 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
8 Carga viva en cubierta 2 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
9 Viento, corriente y oleaje a 0° (operación) 1.00
10 Viento, corriente y oleaje a 45° (operación) 1.00
11 Viento, corriente y oleaje a 90° (operación) 1.00
12 Viento, corriente y oleaje a 135° (operación) 1.00
13 Viento, corriente y oleaje a 180° (operación) 1.00
14 Viento, corriente y oleaje a 225° (operación) 1.00
15 Viento, corriente y oleaje a 270° (operación) 1.00
16 Viento, corriente y oleaje a 315° (operación) 1.00
COMBINACIONES
Gravitacional
Operación
0°
Operación
45°
Operación
90°
Operación
135°
Operación
180°
Operación
225°
Operación
270°
Operación
315°
001
002
003
004
005
006
007
008
009

29. Combinaciones de
carga
Condición de Tormenta
29
Mohamad, A., Al-Kadhimi, A. & Shaker, M. 2012. Dynamic Behavior of Jacket Type Offshore Structure. In: Jordan Journal of
Civil Engineering, Volume 6, No. 4
No. Condición de Tormenta Factores de carga
1 Peso propio (modelado) 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
2 Accesorios en subestructura 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
3 Carga muerta en cubierta 1 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
4 Carga muerta en cubierta 2 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
5 Carga muerta de equipos en cubierta 1 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
6 Carga muerta de equipos en cubierta 2 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10
7 Carga viva en cubierta 1 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10
8 Carga viva en cubierta 2 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10
9 Viento, corriente y oleaje a 0° (operación) 1.00
10 Viento, corriente y oleaje a 45° (operación) 1.00
11 Viento, corriente y oleaje a 90° (operación) 1.00
12 Viento, corriente y oleaje a 135° (operación) 1.00
13 Viento, corriente y oleaje a 180° (operación) 1.00
14 Viento, corriente y oleaje a 225° (operación) 1.00
15 Viento, corriente y oleaje a 270° (operación) 1.00
16 Viento, corriente y oleaje a 315° (operación) 1.00
COMBINACIONES
Gravitacional
Tormenta
0°
Tormenta
45°
Tormenta
90°
Tormenta
135°
Tormenta
180°
Tormenta
225°
Tormenta
270°
Tormenta
315°
010
011
012
013
014
015
016
017
018

30. Índice
30
1. Introducción.
2. Metodología.
3. Resultados y discusión.
4. Conclusiones.

31. Ubicación, profundidad y uso
31
Se proponen los siguientes parámetros iniciales (PEMEX, 2008):
•Ubicación: Litoral de Tabasco.
•Profundidad: 66.10 m.
•Tipo de servicio: Producción

32. Parámetros ambientales (Diseño por
tormenta)
32
PEMEX. 2008. Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas Fijas en el Golfo de México. Petróleos Mexicanos,
México
Tabla 1. Parámetros ambientales de entrada. Fuente: (PEMEX, 2008).
Valor
15.50
30.00
68.00
0% produndidad 125.00
50% profundidad 116.00
95% profundiad 109.00
Parámetro
Altura de ola (m)
Velocidad Max. del viento a 10m sobre NMM (m/s)
Marea de tormenta (cm)
Velocidad de Corriente
(cm/s)

33. Parámetros ambientales (Diseño por
operación)
33
PEMEX. 2008. Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas Fijas en el Golfo de México. Petróleos Mexicanos,
México
Tabla 2. Parámetros ambientales de entrada. Fuente: (PEMEX, 2008).
Valor
7.25 [3.5]
14.40
30.00
0% produndidad 30.00
50% profundidad 25.00
95% profundiad 18.00
Parámetro
Altura de ola máxima (m) [Significativa]
Velocidad Max. del viento a 10m sobre NMM (m/s)
Marea de tormenta (cm)
Velocidad de Corriente
(cm/s)

34. Perfiles de viento
34
Figura 10. Perfiles de viento para valores
de z(m) constantes y valores de t(s)
variables, obtenidos por el autor.

35. Espectros de energía de la ola
35
Figura 11. Espectros de Pierson-Moskowitz para diferentes velocidades obtenidas por medio del
Perfil de viento por Ley de Potencia (izquierda) y Perfil API (derecha). Elaboración propia.

36. Espectros de energía de la ola
36
Figura 12. Frecuencia pico de Pierson-
Moskowitz para velocidades asociadas a
z=10.00m y z=19.50m y t(s) variable,
obtenidas por el autor.

37. Espectros de energía de la ola
37
Figura 13. Espectros de Pierson-
Moskowitz para velocidades asociadas a z
= 10.00m a diferentes valores de t(s),
obtenidas por el autor.

38. Análisis Transitorio Acoplado
(Diseño por Operación - X)
38
Figura 28. Análisis transitorio, dirección X,
diseño por operación.

39. Análisis Transitorio Acoplado
(Diseño por Tormenta - X)
39
Figura 29. Análisis Transitorio, dirección
X, diseño por tormenta.

40. Índice
40
1. Introducción.
2. Metodología.
3. Resultados y discusión.
4. Conclusiones.

41. Conclusiones
41
Se debe prestar atención al elegir las velocidades del viento de diseño ya
que como se observó anteriormente, el espectro de energía seleccionado es
relativamente sensible a éstas, pudiendo tener variaciones drásticas en
intervalos de 5 m/s aproximadamente.
Los modelos presentados para conocer los perfiles de viento muestran una
considerable sensibilidad a variaciones relativamente pequeñas en el tiempo
y pueden obtenerse resultados con diferencias significativas.
La correcta selección de la altura de referencia implica una variación en los
valores con una diferencia del 20% aproximadamente.

42. Referencias
API. 2007. Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore
Platforms—Working Stress Design. American Petroleum Institute. Washington.
Blumberg, R. & Strader, N. 1969. Dynamic Analyses of Offshore Structures. In: I Offshore
Technology Conference, Texas.
Chandrasekaran, S. (Ed.) 2015. Dynamic Analysis and Design of Offshore Structures. Springer
India.
Chakrabarti, S. (Ed.) 2005. Handbook of Offshore Engineering (Volumen I). Elsevier. Gran Bretaña
Diaz-Briceño, 2018. Aeroelastic Analysis of an Atypical Geometry Building by Solving Fluid-
structure Interaction Problem through Load Transmission Method. Current Journal of Applied
Science and Technology
Das, B. & Janardhan, P. 2017. Model Development and Load Analysis of Offshore Jacket
Structure using SAP2000. In: International Journal for Research in Applied Science & Engineering
Technology (IJRASET)
42

43. Referencias
Gauss, G. (Ed.) 2014, Offshore Structures: Volume I: Conceptual Design and Hydromechanics,
Springer.
Godeau, A. & Deleuil, G. 1975. Dynamic Response and Fatigue Analysis of Fixed Offshore
Structures. In: VII Offshore Technology Conference, Texas
Gomathinayagam, S., Vendhan, C. & Shanmugasundaram P. 2000. Dynamic Effects of Wind
Loads on Offshore Deck Structures - A critical evaluation of provisions and practices. In: Journal
of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics 84. Elsevier
Ma, J. et al. 2017. Numerical Simulation of Fluctuating Wind Effects on an Offshore Deck
Structure. In: Hindawi Shock and Vibration Volume.
PEMEX. 2008. Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas Fijas en el Golfo de México. Petróleos
Mexicanos, México
43

44. Referencias
PEMEX. 2018. Petróleos Mexicanos: Informe Anual 2017. Petróleos Mexicanos, México.
Pérez, R., 2015. Criterios y Consideraciones para el Modelado de Plataformas Marinas tipo
Jacket, para Tirantes de Aguas Someras. Tesis de Maestría. Universidad Autónoma de México.
México.
Queija, M. et al. 1997. Random Fatigue Analysis of a Jacket Type Offshore Structure: Time and
Frequency-Domain Approaches. International Offshore and Polar Engineering Conference. Brazil
Sarpkaya, T. & Isaacson, M., 1981. “Mechanics of Wave Forces on Offshore Structures”. 1st ed.
Sarpkaya, T., 1981. “Wave Forces on Offshore Structures”. 1st ed. Cambridge University Press,
New York
Sawaragi, T. (Ed.) 1995, Coastal Engineering – Waves, Beaches, Wave-Structure Interactions,
Elsevier.
44

45. Referencias
Schoefs, F. 2005. Fatigue of Jacket Platforms: Effect of Marine Growth Modelling. In: 24th
International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering (OMAE 2005). Grecia.
The SWAMP Group, 1985. “Ocean Wave Modeling”, 1st ed. Springer, US.
Zhang, A. et al. 2017.Smoothed Particle Hydrodynamics and its Applications in Fluid-Structure
Interactions. Journal of Hydrodynamics. DOI: 10.1016/S1001-6058(16)60730-8
45

46. GRACIAS POR SU
ATENCIÓN
46