Número de Documento NRF-003-PEMEX-2007 05 de Enero

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Nmero de documento

NRF-003-PEMEX-2007

SUBCOMIT TCNICO DE NORMALIZACIN DEPEMEX EXPLORACIN Y PRODUCCIN

05 de enero de 2008

PGINA 1 DE 82

COMIT DE NORMALIZACIN DE PETRLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

DISEO Y EVALUACIN DE PLATAFORMASMARINAS FIJAS EN EL GOLFO DE MXICO

(Esta norma de referencia cancela y sustituye a la NRF-003-PEMEX-2000 del 18 de diciembre de 2000)


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Comit de Normalizacin dePetrleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

DISEO Y EVALUACIN DEPLATAFORMAS MARINAS FIJAS EN

EL GOLFO DE MXICO

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PGINA 3 DE 82

CONTENIDOCAPTULO PGINA

0. INTRODUCCIN...................................................................................................................... 5

1. OBJETIVO................................................................................................................................ 6

2. ALCANCE................................................................................................................................. 6

3. CAMPO DE APLICACIN....................................................................................................... 7

4. ACTUALIZACIN.................................................................................................................... 7

5. REFERENCIAS........................................................................................................................ 7

6. DEFINICIONES........................................................................................................................ 7

7. ABREVIATURAS...................................................................................................................... 8

8. DISEO Y EVALUACIN DE PLATAFORMAS MARINAS FIJAS........................................ 9

8.1 Generalidades........................................................................................................... 9

8.1.1 Estudios para el establecimiento de las condiciones meteorolgicas yoceanogrficas.......................................................................................................... 9

8.1.2 Estudios para el establecimiento de las condiciones ssmicas................................. 9

8.2 Categorizacin de plataformas.................................................................................. 10

8.2.1 Casos especiales....................................................................................................... 11

8.3 Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos para diseo....................................... 118.3.1 Condiciones de tormenta.......................................................................................... 11

8.3.2 Condiciones de operacin......................................................................................... 13

8.3.3 Condiciones de transportacin................................................................................. 14

8.3.4 Condiciones de estabilidad durante la instalacin..................................................... 15

8.3.5 Condiciones de fatiga................................................................................................ 16

8.4 Parmetros ssmicos para diseo............................................................................. 16

8.4.1 Anlisis a nivel de resistencia................................................................................... 16

8.4.2 Anlisis a nivel de ductilidad..................................................................................... 16

8.5 Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos para evaluacin de estructurasexistentes.................................................................................................................. 18

8.5.1 Condiciones de tormenta.......................................................................................... 18

8.5.2 Elevacin mnima de cubierta inferior....................................................................... 19

8.5.3 Cargas de oleaje en cubierta.................................................................................... 19

8.5.4 Factores de reserva de resistencia (RSR)................................................................ 24

8.5.5 Crecimiento marino................................................................... 24


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CONTENIDOCAPTULO PGINA

8.5.6 Propiedades mecnicas del suelo.............................................................. 24

8.5.7 Confiabilidad estructural de la plataforma.............................................................. 24

8.5.8 Estudios de riesgo estructural................................................................................... 25

8.5.9 Condiciones de fatiga................................................................ 25

8.5.10 Secuencia de la evaluacin por oleaje de plataformas marinas existentes.............. 25

8.6 Parmetros ssmicos para evaluacin de estructuras existentes............................. 26

8.6.1 Anlisis a nivel de ductilidad...................................................................................... 27

8.6.2 Propiedades mecnicas del suelo............................................................................ 27

9. RESPONSABILIDADES.......................................................................................................... 28

9.1 Pemex Exploracin y Produccin.............................................................................. 28

9.2 Subcomit Tcnico de Normalizacin de Pemex Exploracin y Produccin............ 28

9.3 rea usuaria de PEP................................................................................................. 28

9.4 Firmas de ingeniera, proveedores de bienes o servicios y contratistas................... 28

9.4.1 Alcances a cargo del proveedor del bien o servicio y contratista.............................. 28

9.4.2 Documentacin requerida por Pemex Exploracin y Produccin de las firmas deingeniera, proveedores de bienes o servicios y contratistas.................................... 29

9.4.3 Requerimientos de calidad de las firmas de ingeniera, contratistas, proveedoresdel bien o servicios, que proporcionan los servicios de diseo y de evaluacin aPemex Exploracin y Produccin.............................................................................. 30

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES............................ 33

11. BIBLIOGRAFA........................................................................................................................ 33

12. ANEXOS................................................................................................................................... 36

12.1 Presentacin de documentos equivalentes............................................................ 36

12.2 Anexo A. (Normativo) Informacin meteorolgica y oceanogrfica de extremos

para diferentes campos en el Golfo de Mxico (Huracanes y tormentas deinvierno)......... 37

12.3 Anexo B. (Normativo) Informacin meteorolgica y oceanogrfica de extremospara diferentes campos en el Golfo de Mxico (Tormentas deinvierno)............................. 44

12.4 Anexo C. (Normativo) Distribucin de frecuencias de la altura de ola significante yde la direccin media del vector para diferentes campos en el Golfo de Mxico..... 47


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0. INTRODUCCIN.Pemex Exploracin y Produccin (PEP) cuenta con una infraestructura para la explotacin de hidrocarburos enel Golfo de Mxico de aproximadamente 248 plataformas marinas fijas y 2,053 km de tubera submarina. Conesta infraestructura, PEP maneja una produccin de crudo del orden de 3.4 millones de barriles por da(MMBPD) y una produccin de gas de 3,624 millones de pies cbicos por da (MMPCD). Estos volmenes deproduccin ubican a Mxico como uno de los pases petroleros ms importantes a nivel mundial.

Las instalaciones marinas estn sujetas a efectos ambientales extremos y a prcticas de operacin propias dela zona particular de inters, por lo que deben ser diseadas o evaluadas de acuerdo con normas y estndaresque reflejen estas caractersticas locales, as como las condiciones econmicas propias del pas. Comoresultado de extensivos estudios sobre el peligro ambiental, el riesgo y la confiabilidad estructural deplataformas que se han realizado para el Golfo de Mxico [Bibliog. 11.2 a 11.10], se establece una normatividadpropia para el diseo, construccin, instalacin, inspeccin, mantenimiento y evaluacin de plataformas marinasfijas de las regiones: Marina Noreste, Marina Suroeste y Norte de Pemex Exploracin y Produccin [Bibliog.11.3].

Este documento normativo se realiz en atencin y cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrologa y Normalizacin y su Reglamento. Ley de Obras Pblicas y Servicios Relacionados con las mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Pblico y su Reglamento. Gua para la Emisin de Normas de Referencia de Petrleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

(CNPMOS-001, 30 de septiembre de 2004)

En la elaboracin de esta norma participaron las siguientes entidades, instituciones y empresas que se indicana continuacin:

PEMEX- Exploracin y Produccin.Petrleos Mexicanos.Instituto Mexicano del Petrleo.Cmara Mexicana de la Industria de la Construccin.- (CMIC).Cmara Nacional de Empresas de Consultora.- (CNEC).Cmara Nacional de la Industria de la Transformacin.- (CANACINTRA).Confederacin de Cmaras Industriales.- (CONCAMIN).Confederacin de Cmaras Nacionales de Comercio.- (CONCANACO).BosnorCOMIMSA, S. A. de C. V.

CPI, S. A. de C. V.Demar, S. A. de C. V.Dragados OffshoreGEOMSAICA Fluor DanielsPYPSASwecomexVIGENSA


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1. OBJETIVO.Establecer los requisitos tcnicos y documentales para la adquisicin o contratacin en el diseo y evaluacinestructural de las plataformas marinas fijas en el Golfo de Mxico

2. ALCANCE.

Esta norma de referencia cancela y sustituye a la NRF-003-PEMEX-2000 del 18 de diciembre de 2000.

Establecer criterios de Pemex Exploracin y Produccin aplicable al diseo y evaluacin estructural deplataformas marinas fijas, tipos jacket y mnimas, en el Golfo de Mxico. Toma en cuenta las condiciones

propias de las instalaciones como: localizacin geogrfica, condiciones ambientales en el sitio, niveles deproduccin, condiciones de operacin, mantenimiento e impacto ecolgico. No es aplicable a plataformasmarinas fijas aligeradas.

Los lineamientos establecidos en est norma de referencia, deben complementarse con lo especificado en laprctica recomendada API-RP-2A (WSD), 21 Edicin [Bibliog. 11.1] o equivalente.

Los requerimientos tcnicos y documentales establecidos en esta norma aplican a las plataformas marinas fijasexistentes o a ser diseadas para el Golfo de Mxico en tirantes menores a 100 m. En el caso de la Sonda deCampeche se considera la zona geogrfica delimitada aproximadamente por las coordenadas: N 2010, W9240, N 1855 y W 9155. En el Activo de Explotacin Litoral de Tabasco, la zona de inters quedadelimitada aproximadamente por las coordenadas: N 19, W 9330, N 1826 y W 92. En la Regin Norte lazona de inters queda delimitada por las coordenadas geogrficas: N 2042, W 9731, N 2218 y W 9656(Fig. 2.1).

S

N

EW

Zona de plataformas

24

22

20

18

16-98 -97 -96 -95 -94 -93 -92 -91 -90 -89 -88 -87 -86

Figura 2.1 Localizacin de plataformas en el Golfo de Mxico


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3. CAMPO DE APLICACIN.Esta norma de referencia es de aplicacin general y observancia obligatoria en la adquisicin o contratacin deldiseo y evaluacin estructural de plataformas marinas fijas en el Golfo de Mxico, que lleven a cabo loscentros de trabajo de Pemex Exploracin y Produccin. Por lo que, debe ser incluida en los procedimientos decontratacin: licitacin pblica, invitacin a cuando menos tres personas, o adjudicacin directa, como parte delos requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4. ACTUALIZACIN.

Las sugerencias para la revisin y actualizacin de esta norma deben enviarse al Secretario del SubcomitTcnico de Normalizacin de PEP, quien debe programar y realizar la actualizacin de acuerdo a la

procedencia de las mismas, y en su caso, a travs del Comit de Normalizacin de Petrleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios de PEMEX, proceder a inscribirla en el programa anual de normalizacin de PEMEX.Sin embargo, esta norma se debe revisar y actualizar, al menos cada cinco (5) aos o antes, si las sugerenciasy recomendaciones de cambio lo requieren.

Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a:

Pemex-Exploracin y Produccin.

Subcomit Tcnico de Normalizacin.

Baha de Ballenas # 5, Edificio D, Planta Baja.

Col. Vernica Anzures.

11311 Mxico, D.F.

Telfono directo: 19-44-92-86.

Conmutador: 19-44-25-00, extensin: 3-26-90.

e-mail: [email protected]

5. REFERENCIAS.

5.1 NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida

5.2 NRF-041-PEMEX-2007 Carga, Amarre, Transporte e Instalacin de Plataformas Costa Afuera

5.3 NRF-049-PEMEX-2006 Inspeccin de Bienes y Servicios

5.4 NRF-111-PEMEX-2006 Equipos de Medicin y Servicios de Metrologa

6. DEFINICIONES.

6.1 Evaluacin: Determinacin de la integridad estructural de una instalacin existente.


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6.2 Factor de Reserva de Resistencia (RSR por sus siglas en ingls, Reserve Strength Ratio): Es larelacin entre la fuerza cortante basal lateral con la que colapsa la estructura y una fuerza cortante dereferencia.

Para la condicin meteorolgica y oceanogrfica el cortante de colapso es producido por un perfil de cargascorrespondiente a la altura de ola ltima aplicada en forma incremental. El cortante de referencia corresponde ala aplicacin de la ola de diseo.

Para la condicin ssmica, el cortante basal de colapso es producido por un perfil de cargas correspondiente alespectro de aceleraciones de diseo ssmico, aplicado en forma incremental, mientras que el cortante basal dereferencia corresponde al espectro de aceleracin de diseo ssmico.

6.3 Periodo Aparente de la Ola: Periodo de la ola que considera el efecto Doppler.

6.4 Plataformas Marinas Fijas Aligeradas: Estructuras muy similares a las plataformas tipo jacket conun sistema de cimentacin compuesto por pilotes faldn conectados a las piernas sobre la lnea de lodos, y sinpilotes en el interior de las piernas.

6.5 Plataformas Marinas Fijas Mnimas: Plataforma estructuralmente esbelta con niveles bajos derigidez y redundancia, y con poco peso con respecto a las plataformas tipo jacket. Son generalmenteempleadas en los campos marginales de petrleo y gas, con un nmero pequeo de conductores.

6.6 Servicio Mixto: Se refiere a plataformas que proporcionan dos ms servicios, por ejemplo:perforacin-produccin, perforacin-enlace, entre otros.

7. ABREVIATURAS.

AELT Activo de Explotacin Litoral de Tabasco.

API-RP-2A American Petroleum Institute Recommended Practice (Instituto Americano del Petrleo - PrcticaRecomendada).

BPD Barriles por da.

IMP Instituto Mexicano del Petrleo.

MBPD Mil barriles por da.

MMPCD Millones de pies cbicos diarios.

NMM Nivel medio del mar.

PEP Pemex Exploracin y Produccin.

RSR Reserve Strength Ratio (Factor de reserva de resistencia)

a Ordenada de los espectros de diseo ssmico, como fraccin de la aceleracin de la gravedad.

g Aceleracin de la gravedad.


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8. DISEO Y EVALUACIN DE PLATAFORMAS MARINAS FIJAS.8.1 Generalidades.

El diseo de estructuras nuevas y la evaluacin de estructuras existentes descritos en este documento es elresultado de la interaccin de un grupo de expertos y especialistas del Instituto Mexicano del Petrleo (IMP) dereconocida experiencia. Los diferentes estudios, producto de esta interaccin, fueron complementados con laparticipacin de Pemex Exploracin y Produccin para asegurar que su experiencia y filosofa de operacinquedaran apropiadamente plasmadas en cada uno de los parmetros que establece este documento. Lametodologa empleada en dichos estudios es congruente con el estado del arte en el tema y con la aplicada porel API-RP-2A (WSD), 21 Edicin o equivalente.

Los requerimientos tcnicos y documentales de esta norma de referencia predominan sobre las indicaciones delas Secciones 2.3.1b, 2.3.4, 2.3.6, C2.3.6c, C2.3.6d, 5, C5.1, 17, 17.5.4, 17.6.2, 17.6.2a, C17.6.2a y 17.6.2b del

API-RP-2A (WSD), 21 Edicin. Particularmente, las Secciones 2.3.4, C5.1, 17.5.4, 17.6.2a, C17.6.2a, y 17.6.2bdel mismo documento no son aplicables en el contexto de esta norma de referencia.

La aplicacin de valores diferentes a los establecidos en esta norma, debe ser justificada mediante estudiosespecficos de riesgo y confiabilidad estructural, y anlisis costo-beneficio que involucren tcnicasrepresentativas del estado del arte en el tema. Dichos estudios deben estar sujetos a la aprobacin dePEP/IMP para asegurar su congruencia con lo establecido en este documento.

8.1.1 Estudios para el establecimiento de las condiciones meteorolgicas y oceanogrficas.

La informacin meteorolgica y oceanogrfica de cada uno de los sitios de inters fue generada con mtodosque representan el estado del arte en el modelado numrico de reproduccin de tormentas [Bibliog. 11.16].Estos modelos numricos fueron calibrados con mediciones en localizaciones estratgicas dentro del Golfo de

Mxico. Para cada sitio especfico se obtuvo la reproduccin de los estados de mar ms severos, tomando encuenta la informacin histrica de las tormentas (huracanes y nortes) que ms han influenciado en el Golfo deMxico. Posteriormente, la informacin obtenida fue procesada estadsticamente para encontrar los parmetros(altura y perodo de ola, velocidad de viento, velocidad de corriente y altura de marea) que definen los mximosestados de mar para diferentes perodos de retorno.

Una vez que los parmetros ambientales fueron establecidos, la informacin meteorolgica, oceanogrfica, losprocedimientos para estimacin de fuerzas y los procedimientos para estimacin de capacidad de carga(resistencia) [Bibliog. 11.1] fueron analizados con detalle para cuantificar las incertidumbres de los modelosutilizados, as como para definir los niveles de cargas apropiados para el diseo y la evaluacin de acuerdo conun anlisis de riesgo de falla estructural [Bibliog. 11.3, 11.19, 11.20, 11.21]. Este estudio de riesgo yconfiabilidad estructural incluye condiciones econmicas y operativas locales del Golfo de Mxico.

8.1.2 Estudios para el establecimiento de las condiciones ssmicas.

Los espectros de diseo ssmico presentados en este documento estn basados en estudios previos decaracterizacin ssmica para la Sonda de Campeche y Regin Norte [Bibliog. 11.22 y 11.23] obtenidos a partirde la informacin geolgica, geofsica y geotcnica de las zonas de influencia. El procesamiento estadstico dedicha informacin, aunado al uso de relaciones de atenuacin que consideran diferentes tipos de sismo quepotencialmente afectan a la Sonda de Campeche y Regin Norte, permitieron obtener relaciones entre lasaceleraciones esperadas del terreno y los perodos de retorno asociados. El estudio de caracterizacin ssmicafue complementado con las recomendaciones sobre diseo ssmico [Bibliog. 11.23] para tomar en cuentacaractersticas especiales que no fueron consideradas originalmente.


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8.2 Categorizacin de plataformas.La categora de cada plataforma se establece en funcin de su produccin manejada. Para los fines de estanorma, se entiende como produccin manejada al volumen de crudo o aceite que la plataforma produce, recibey procesa, expresado en barriles por da equivalentes de crudo pesado. La categora establecida en lostrminos anteriores para los diferentes tipos de plataformas se presenta en la Tabla 8.2.1, en donde se muestrala categorizacin de estructuras principales, es decir, aquellas estructuras que manejan directamente laproduccin (generalmente octpodos). La categora de una estructura que complementa a las plataformasprincipales est asociada a la categora ms alta de las plataformas principales con las cuales se interconecta.

La categora de una plataforma depende de la consecuencia de su falla. En trminos generales, estaconsecuencia se establece en funcin de la prdida de vidas humanas, del impacto ambiental y del impactoeconmico que representa la falla estructural. Sin embargo, la filosofa de operacin de Pemex Exploracin yProduccin establece el cierre temporal de la produccin y la evacuacin del personal de las plataformascuando se prev la presencia de un evento ambiental extremo. Por lo tanto, el efecto predominante en laestimacin de la consecuencia de falla es el impacto econmico correspondiente al cese de la produccinmanejada durante el perodo de rehabilitacin, incluyendo los costos de reparacin, retiro y reemplazo de laestructura. En estos trminos, los ndices de confiabilidad mnimos permisibles para las diferentes categoraspresentadas en este documento se muestran en la Tabla 8.5.7.

Tabla 8.2.1 Categorizacin de las estructuras principales.

CATEGORA DE EXPOSICIN(CONSECUENCIA DE FALLA)

SERVICIO

VOLUMEN DEPRODUCCIN

MANEJADO(MBPD) EVALUACIN DISEO

Enlace Muy altaMedicin Muy alta

Compresin AltaHabitacional Moderada

Inyeccin Alta> 100 Muy alta

50 - 100 AltaMixto< 50 Moderada

> 100 Muy alta50 - 100 Alta20 - 50 Moderada

Perforacin

< 20 Baja> 100 Muy altaProduccin

temporal < 100 Alta

Produccinpermanente Muy alta

Rebombeo Muy alta50 -100 Alta20 - 50 Moderada

Recuperacin depozos

< 20 BajaTelecomunicacin Moderada

Muy alta


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8.2.1 Casos especiales.La categorizacin planteada en la Tabla 8.2.1 podr ser modificada en casos especiales con base en unestudio de riesgo (costo-beneficio) que justifique otros niveles de confiabilidad ptima distintos a los que sedefinen en la Tabla 8.5.7. Este estudio debe ser congruente con las consideraciones empleadas en estedocumento y debe estar sujeto a la aprobacin de PEP e IMP. Deben considerarse de manera explcita factoresadicionales a los ya especificados en la Seccin 8.2, que entre otros destacan: la importancia estratgica de laplataforma dentro del esquema de produccin, el valor de prdida de bienes y servicios, el valor histricoimplcito y posibles consecuencias polticas debido a la falla potencial.

Para los casos en que una plataforma especfica maneje gas o mezcla de aceite y gas, la produccin manejadadebe obtenerse estimando un volumen equivalente de crudo pesado de acuerdo a los precios vigentes en elmercado del gas y del tipo de crudo.

8.3. Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos para diseo.

8.3.1 Condiciones de tormenta.

Se consideran dos etapas para tomar en cuenta las condiciones de tormenta. La primera etapa es el diseo,mediante un anlisis estructural elstico lineal, con la denominada ola de diseo. La segunda etapa consiste enuna revisin de la capacidad al colapso aplicando la ola de resistencia ltima de diseo y obtener elcorrespondiente RSR que debe satisfacer el factor de reserva de resistencia mnimo de la Tabla 8.3.1. Losparmetros para diseo bajo condiciones de tormenta planteados en este documento se especifican para unacategora nica (muy altas consecuencias) y estn definidos en la Tabla 8.3.1. Estos parmetros debenutilizarse conforme a las recomendaciones del API-RP-2A (WSD), 21 Edicin y de su Seccin 17, con lasexcepciones establecidas en este documento.

Para la utilizacin de los parmetros de la Tabla 8.3.1 es necesario tomar en cuenta las siguientesconsideraciones:

8.3.1.1 Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos asociados con las alturas de ola de tormenta. Losparmetros asociados con las alturas de ola de tormenta para el diseo y de revisin del colapso, tales comoperodo de la ola, alturas de marea, velocidades de viento y corriente, se presentan en el Anexo A para lasdiferentes zonas del Golfo de Mxico. En caso requerido, la elevacin mxima de la cresta se calcular con lateora de oleaje que aplique en la localizacin especifica de proyecto, de acuerdo con las recomendaciones delAPI-RP-2A (WSD), 21 Edicin, Seccin 2.3.1b.

Los parmetros meteorolgicos y oceanogrficos presentados en el Anexo A son el resultado de lacombinacin de anlisis de extremos realizado considerando la poblacin total de tormentas (huracanes ytormentas de invierno) que han afectado de manera ms significativa al Golfo de Mxico [Bibliog. 11.16, 11.17]y de los estudios de riesgo aplicados a plataformas existentes y futuras [Bibliog. 11.3].

8.3.1.2 Parmetros hidrodinmicos adicionales. Para el clculo de las solicitaciones inducidas porcondiciones de tormenta se utilizan los parmetros de perodo aparente, factores de bloqueo y factores depantalla definidos en la 21 Edicin del API-RP-2A (WSD). Se debe emplear la velocidad de viento con lapsode promediacin de una hora, a 10 m sobre el NMM, asociada a la altura de ola mxima, un coeficiente decinemtica de la ola de 0.85 y coeficientes de arrastre e inercia asociados con una superficie rugosa (Cd=1.05,Cm=1.20) en elementos sumergidos y (Cd=0.65, Cm=1.60) en elementos fuera del agua. Dado que el criteriopropuesto en este documento es omnidireccional, no se utiliza el factor de direccionalidad recomendado en elAPI-RP-2A (WSD), 21 Edicin.


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Elevacin 0.00 m ( 0 00)

NMM

Elevacin +19.10 m (+62 8) para un tirante > 25 m

Elevacin +15.85 m (+52 0) para un tirante 25 m

Figura 8.3.1.3. Elevacin mnima de cubierta inferior.

8.3.1.5 Crecimiento marino.El espesor del crecimiento marino se modela de acuerdo con lo especificado enla Tabla 8.3.1.5 y debe aplicarse en todos los elementos estructurales, conductores, ductos ascendentes yaccesorios que se ubiquen total o parcialmente entre las elevaciones referidas.

Tabla 8.3.1.5 Espesor de crecimiento marino recomendado para diseo [Bibliog. 11.11].INTERVALO DE ELEVACIN

RESPECTO AL NMM(m)

ESPESOR DE CRECIMIENTOMARINO DURO

( cm )

+ 1.0 a - 20.0 7.5

- 20.0 a - 50.0 5.5

- 50.0 a - 80.0 3.5

- 80.0 a - 100.0 0.0

8.3.2 Condiciones de operacin.

Los parmetros para diseo bajo condiciones de operacin planteados en este documento se especifican parauna categora nica y deben utilizarse conforme a las recomendaciones del API-RP-2A (WSD). 21 Edicin oequivalente, con las excepciones establecidas en este documento.

8.3.2.1 Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos asociados a condiciones de operacin. La altura de olade diseo en condiciones de operacin y sus parmetros asociados (perodo de la ola, alturas de marea,velocidades de viento y corrientes) se presentan en el Anexo B para diferentes campos.

Los parmetros meteorolgicos y oceanogrficos asociados a las condiciones de operacin presentados en elAnexo B son el resultado del anlisis de extremos realizado considerando nicamente la poblacin detormentas de invierno (nortes) que han afectado de manera ms significativa al Golfo de Mxico [Bibliog. 11.16].


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8.3.2.2 Parmetros hidrodinmicos adicionales. Para el clculo de las solicitaciones inducidas porcondiciones de operacin se deben utilizar los parmetros de perodo aparente, factores de bloqueo y factoresde pantalla definidos en la 21 Edicin del API-RP-2A (WSD). Adems se debe emplear la velocidad de vientocon lapso de promediacin de una hora, a 10 m sobre el NMM, asociada a la altura de ola mxima, uncoeficiente de cinemtica de la ola de 1.0 y coeficientes de arrastre e inercia asociados con una superficierugosa (Cd =1.05, Cm =1.20) en elementos sumergidos y (Cd=0.65, Cm=1.60) en elementos fuera del agua.Dado que el criterio propuesto en este documento es omnidireccional, no se utiliza el factor de direccionalidadrecomendado en el API-RP-2A (WSD), 21 Edicin.

8.3.2.3 Crecimiento marino. El espesor del crecimiento marino duro debe modelarse de acuerdo con loespecificado en la Tabla 8.3.1.5 y debe aplicarse en todos los elementos estructurales, conductores, ductosascendentes y accesorios que se ubiquen total o parcialmente en las elevaciones referidas.

8.3.3 Condiciones de transportacin.

Los parmetros para diseo ante condiciones de transportacin planteados en este documento son resultadode un estudio probabilista [Bibliog. 11.18] y se especifican para una categora nica. Deben ser utilizadosconforme a las recomendaciones del API-RP-2A (WSD), 21 Edicin o equivalente, as como de lasBibliografas 11.12 y 11.13, con las excepciones establecidas en este documento.

8.3.3.1 Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos asociados a condiciones de transportacin. La altura deola de diseo para condiciones de transportacin y sus parmetros asociados (perodo pico espectral,velocidades de viento, etc.) estn definidos en la Tabla 8.3.3.1. Estos parmetros son vlidos para maniobrasrealizadas en la ruta tpica mostrada en la Fig. 8.3.3.1 y fuera de la temporada de huracanes. Para maniobrasrealizadas en la temporada de huracanes se debe contar con un pronstico confiable de las condicionesambientales que garantice estados de mar favorables para la transportacin. Para otras rutas y temporadas sedeben remitir a la NRF-041-PEMEX-2007.

Figura 8.3.3.1 rea de estudio y ruta hacia el AELT y la Sonda de Campeche consideradas enla estimacin de parmetros para anlisis en condiciones de transportacin.


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Los parmetros mostrados en la Tabla 8.3.3.1 representan las condiciones ms desfavorables de travesasobre la ruta especificada en la Fig. 8.3.3.1 y fueron obtenidos a partir de un estudio probabilista considerandonicamente la poblacin de tormentas de invierno [Bibliog. 11.18].

Tabla 8.3.3.1 Parmetros para diseo en condiciones de transportacin para estructuras a serinstaladas en el Golfo de Mxico.

P a r m e t r o s

Altura de ola significante Hsig (m) 4.50

Intervalo de perodo pico espectral (s) 9 a 11

Velocidad de viento asociado con Hsig a 10 m sobre el NMM (m/s) 13.95

Velocidad superficial de corriente asociada con Hsig (cm/s) 33

8.3.4 Condiciones de estabilidad durante la instalacin.

Se debe garantizar la estabilidad de sustentacin, lateral, de volteo (cabeceo) y giro de la subestructura durantesu fase de instalacin. Esta fase comprende desde el momento en que es posicionada en el fondo marino yhasta que el segundo pilote ha sido instalado. Los parmetros mnimos requeridos se presentan en la Tabla8.3.4. Adicionalmente se debe contar con un pronstico confiable de las condiciones ambientales que garanticeun estado de mar menos severo que el representado en dicha tabla. El pronstico debe cubrir el tiempo

requerido por la fase de instalacin.Los datos de la Tabla 8.3.4, corresponden a las condiciones ms crticas probables estimadas en la zona deplataformas del Golfo de Mxico. Los parmetros oceanogrficos se obtuvieron mediante extrapolacin, a partirde la informacin estadstica de extremos considerando nicamente la poblacin de tormentas de invierno.

Tabla 8.3.4 Parmetros mnimos de diseo en condiciones de estabilidad durante la instalacin.

Altura de ola mxima (m) 2.45

Perodo de la ola (s) 9.23

Marea astronmica (m) 0.76

Marea de tormenta (m) 0.17

Velocidades mximas de viento a 10 m sobre el NMM (m/s),promedios de 1 hr.

12.32

Velocidades de corriente (cm/s)

0% de la profundidad 22




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8.3.5 Condiciones de fatiga.Los parmetros meteorolgicos y oceanogrficos para diseo bajo condiciones de fatiga planteados en estedocumento estn definidos para una categora nica y deben ser utilizados conforme a las recomendacionesdel API-RP-2A (WSD), 21 Edicin, con las excepciones establecidas en este documento.

8.3.5.1 Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos asociados a condiciones de fatiga. La distribucin anualde condiciones normales (altura de la ola significante y perodo pico espectral), as como su direccin media sepresentan en el Anexo C para diferentes reas del Golfo de Mxico.

8.3.5.2 Anlisis aplicable. El anlisis simplificado de fatiga descrito en la Seccin C5.1 del API-RP-2A (WSD),21 Edicin, ha sido calibrado para condiciones ambientales diferentes a las existentes en la parte mexicana delGolfo de Mxico. Por esta razn, este mtodo no es aplicable para el diseo de plataformas en el rea deinters. El nico mtodo vlido en este contexto ser el anlisis espectral, tal como se describe en la Seccin5.2 del API-RP-2A (WSD), 21 Edicin.

8.3.5.3 Revisiones especiales. El deterioro de las juntas tubulares por efectos de fatiga se ve acentuado enreas muy localizadas, como por ejemplo, en las parrillas de soporte de conductores de los primeros nivelesde arriostramiento horizontal (bajo el agua) en las plataformas de perforacin. Para evitar agrietamientosprematuros en estas reas, se deben realizar anlisis detallados de las mismas, considerando incluso efectosverticales del oleaje.

8.4 Parmetros ssmicos para diseo.

El procedimiento de diseo especificado en este documento se presenta para una categora nica e incluye unespectro de aceleraciones de referencia, mostrado en la Fig. 8.4.1, y RSRs que deben ser verificados paraasegurar un adecuado diseo. La ordenada del espectro de aceleraciones para el diseo ssmico, a, seexpresa como una fraccin de la aceleracin de la gravedad. Los requerimientos de resistencia, ductilidad,combinacin de cargas ssmicas y lineamientos adicionales deben aplicarse conforme a las recomendacionesdel API-RP-2A (WSD), 21 Edicin, con las excepciones establecidas en este documento.

8.4.1 Anlisis a nivel de resistencia.

El anlisis a nivel de resistencia se requiere para garantizar que la plataforma posea niveles de resistencia yrigidez adecuados, para evitar un dao estructural significativo ante la presencia de un sismo que tiene unaprobabilidad razonable de no ser excedido durante la vida til de la plataforma. Este requisito se considerasatisfecho si la estructura es adecuada para soportar las cargas obtenidas a partir de los espectros de diseorespectivos mostrados en la Fig. 8.4.1.

Los espectros de aceleraciones de diseo ssmico propuestos corresponden a la envolvente del valor esperado(promedio) de las aceleraciones mximas de la estructura en la zona de inters y no a la envolvente de losmximos de las aceleraciones mximas. Esta condicin obliga a que la estructura sea revisada mediante unanlisis de resistencia ltima para garantizar factores de seguridad (ndices de confiabilidad) adecuados. Losespectros de aceleraciones de diseo ssmico a nivel de resistencia corresponden a un perodo de retorno de200 aos, en la Tabla 8.4.1 se presentan las coordenadas correspondientes a la Sonda de Campeche y ReginNorte.

8.4.2 Anlisis a nivel de ductilidad.

El anlisis a nivel de ductilidad se requiere para garantizar que la plataforma posea la reserva de capacidadsuficiente para evitar su colapso ante la presencia de un sismo raro e intenso. El anlisis de ductilidad se debe


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realizar a travs de un anlisis de resistencia ltima utilizando un mtodo incremental de carga (pushover). Larelacin entre la carga ltima de la estructura (obtenida de ste anlisis) y la carga de referencia debe satisfacer elfactor de reserva de resistencia mnimo presentado en la Tabla 8.4.2. La carga de referencia ser lacorrespondiente al nivel de resistencia, es decir, el cortante total obtenido a partir de los espectros de la Fig. 8.4.1.

Tabla 8.4.1 Datos numricos del espectro aceleraciones para un perodo de retorno de 200 aos y uncoeficiente de amortiguamiento crtico de 5%.

SONDA DE CAMPECHE REGIN NORTE

Periodo (s) a Periodo (s) a0.010 0.050 0.100 0.010 0.050 0.0200.125 0.504 0.250 0.125 0.504 0.080

10 0.013 1.00 0.040

- - 2.00 0.020- - 4.00 0.010

El factor de reserva de resistencia presentado en la Tabla 8.4.2 considera un arriostramiento horizontal yvertical completo, quedando excluida la utilizacin de juntas tipo K. El arriostramiento horizontal y verticalcompleto se garantiza satisfaciendo los requisitos de buenas prcticas recomendados en el API-RP-2A(WSD), 21 Edicin, Seccin C2.3.6d.

0.01

0.1

1

0.01 0.1 1 10

Periodo (s)

a

Sonda de Campeche

Regin Norte

Figura 8.4.1. Espectros de diseo a nivel de resistencia para un coeficiente deamortiguamiento crtico de 5% (200 aos de perodo de retorno).

Tabla 8.4.2 Factor de reserva de resistencia (RSR) mnimo requerido para anlisis a nivel de ductilidad(diseo).

REGIN CATEGORA DE EXPOSICIN RSR DISEOSonda de Campeche Muy Alta 1.6

Regin Norte Alta 2.1


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8.5 Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos para evaluacin de estructuras existentes.8.5.1 Condiciones de tormenta.

Los parmetros para evaluacin de la integridad de plataformas existentes bajo condiciones de tormentaplanteados en este documento varan de acuerdo con cada categora especfica y estn definidos en la Tabla8.5.1. Los parmetros correspondientes a cada categora deben utilizarse conforme a las recomendaciones delAPI-RP-2A (WSD), 21 Edicin, Seccin 17, con las excepciones especificadas en este documento.

Para la utilizacin de los parmetros de la Tabla 8.5.1 es necesario tomar en cuenta las siguientesconsideraciones:

8.5.1.1 Parmetros meteorolgicos y oceanogrficos asociados con la altura de ola de tormenta. Losparmetros asociados con la altura de ola de tormenta para evaluacin, tales como perodo de la ola, alturas de

marea, velocidades de viento y corriente, se presentan en el Anexo A para los diferentes campos. La elevacinmxima de la cresta se calcula con la teora de oleaje que aplique en la localizacin especfica de la plataforma,de acuerdo con las recomendaciones del API-RP-2A (WSD), 21 Edicin, Seccin 2.3.1b.

8.5.1.2 Parmetros hidrodinmicos adicionales. Para el clculo de las solicitaciones inducidas porcondiciones de tormenta se deben utilizar los parmetros de perodo aparente, factores de bloqueo y factoresde pantalla definidos en la 21 Edicin del API-RP-2A (WSD). Se debe emplear una velocidad de viento conlapso de promediacin de una hora, asociada a la altura de ola mxima a 10 m sobre el nivel medio del mar, uncoeficiente de cinemtica de la ola de 0.85 y coeficientes de arrastre e inercia asociados con una superficierugosa (Cd=1.05, Cm=1.20) en elementos sumergidos y (Cd=0.65, Cm=1.60) en elementos fuera del agua.Dado que el criterio propuesto en este documento es omnidireccional, no se utiliza el factor de direccionalidadrecomendado en el API-RP-2A (WSD), 21 Edicin o equivalente.

Tabla 8.5.1. Parmetros de evaluacin para estructuras instaladas.CATEGORA DE EXPOSICINPARMETROS PARA

EVALUACINBAJA MODERADA ALTA MUY ALTA

Altura de ola de diseo, altura de ola para anlisis deresistencia ltima y parmetros asociados a la altura deola

Tomar informacin del Anexo A

Factor de reduccin de carga (LRF), 8 piernas o ms 0.76 0.84 0.90 0.96

Factor de reduccin de carga (LRF), 6 piernas o menos 0.79 0.88 0.93 1.00

Factor de elevacin mnima de la cubierta inferior1 (verFig. 8.5.2). 0.81 0.84 0.87 0.90

RSR mnimo requerido para plataformas 1.3 1.4 1.5 1.6

RSR mnimo con impacto de ola en cubiertas 1.4 1.6 1.7 1.8

Parmetros hidrodinmicos adicionales. Usar API-RP-2A (WSD), 21 Edicin (ver la seccin 8.5.1 de estedocumento para definiciones especiales).

Nota 1. Esta elevacin corresponde a la elevacin del pao inferior de la trabe o armadura ms peraltada de la cubierta inferior de laplataforma. Se obtiene multiplicando este factor por la altura de ola de diseo del Anexo A.


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8.5.2 Elevacin mnima de cubierta inferior.La elevacin mnima de cubierta inferior especificada en la Tabla 8.5.1 sustituye a la recomendacin del API-RP-2A (WSD), 21 Edicin, Seccin 17, y corresponde a la menor de las elevaciones del pao inferior de lastrabes o armaduras que soportan a la cubierta (ver. Fig. 8.5.2).

Estas elevaciones se utilizan como una referencia para verificar si la estructura en estudio requiere larealizacin de un anlisis de resistencia ltima. Si la elevacin real de la cubierta inferior es menor que laelevacin de referencia correspondiente, un anlisis de resistencia ltima ser requerido, aunque esto nonecesariamente implica que la ola que produce el colapso de la estructura impactar la cubierta. La ola queproduce el colapso de la estructura no necesariamente es igual a la altura de ola para anlisis de resistencialtima definida en la Tabla 8.5.1, la cual debe utilizarse nicamente para definir el perfil de carga que seraplicado en el anlisis indicado.

Figura 8.5.2 Elevacin mnima de cubierta inferior.

8.5.3 Cargas de oleaje en cubierta.

En este documento se entiende por carga de oleaje en cubierta a la carga inducida por el oleaje y corriente entodas las cubiertas y subniveles que pudieran recibir el impacto de la ola para anlisis de resistencia ltima. Elprocedimiento para la estimacin de la carga de oleaje en cubierta es descrito en la Seccin 8.5.3.1. Elresultado de este procedimiento ser la magnitud y el punto de aplicacin de la fuerza horizontal en la cubierta

para una direccin de oleaje dada. La fuerza sobre la cubierta y subnivel debe adicionarse a la fuerza deoleaje sobre el resto de la estructura para calcular la fuerza total actuante.

La determinacin del lmite superior del rea impactada por el oleaje debe calcularse para cada localizacinespecfica tomando en cuenta la altura de ola de resistencia ltima correspondiente a cada categoradeterminada y lo marcado en el inciso 8.5.1.1.

Alternativamente se podrn utilizar otros procedimientos para el clculo de las fuerzas de oleaje y corrientesobre cubierta (para anlisis esttico y/o dinmico), probando que estn validados con mediciones confiables yapropiadas, ya sea en laboratorio o en campo. Estos procedimientos deben ser sujetos a la aprobacin dePEP/IMP. El procedimiento descrito en el API-RP-2A (WSD), 21 Edicin, Seccin C17.6.2 no es aplicable.


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8.5.3.1 Procedimiento para la estimacin de las fuerzas de oleaje. El procedimiento que se describe acontinuacin, es un mtodo simple para predecir las fuerzas globales de oleaje y corriente en cubiertas ysubniveles de plataformas. El mtodo est basado en un anlisis preliminar de los resultados de pruebas delaboratorio, en la teora hidrodinmica y en el anlisis de plataformas cuyas cubiertas han sido impactadas porel oleaje.

Elevacin de la cresta.

La altura de la cresta se determina a partir de la altura de ola para resistencia ltima. La altura de la crestadebe calcularse a partir de la teora de oleaje que corresponda, de acuerdo con lo recomendado en el API-RP-2A (WSD), 21 Edicin, Seccin 2.3.1b. La elevacin de la cresta se calcular sumando a la altura de la cresta,la altura de la marea de tormenta y la altura de la marea astronmica asociadas (Ver Fig. 8.5.3.1).

Figura 8.5.3.1. Definicin de elevacin de la cresta.

rea mojada.

El rea total de la cubierta est definida como el rea sombreada en la Fig. 8.5.3.2, es decir, el rea entre elpao inferior de las vigas de los subniveles y la parte ms alta del equipo slido sobre la cubierta principal.En los casos en que la elevacin de la cresta rebase la parte ms alta del equipo slido sobre la cubierta, elrea mojada ser igual al rea total. De otra manera, el rea mojada ser una fraccin del rea total,extendindose hasta una elevacin igual a la elevacin de la cresta (ver Fig. 8.5.3.3).

La proyeccin del rea mojada (en direccin normal a la incidencia de la ola) se calcula con la siguienteecuacin:

Donde w es el ngulo de incidencia de la ola y Ax y Ayson las proyecciones ortogonales del rea mojada.Estos trminos se muestran grficamente en la Fig. 8.5.3.4.

A = AxCOS w + Ay sen w


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Equipo slido ms alto - - - -

Cubierta principal - - - -

Cubierta inferior - - - -

Subnivel - - - -

Quemador

Vista en elevacin de la cubierta de la plataforma.

Parte superior del rea total - - -

Cubierta principal - - -

Cubierta inferior - - - - - -

Subnivel - - - - - -

(Corresponde al equipo slido)

Las piernas de la cubierta yarriostramientos son partedel rea de la cubierta

Las piernas de la cubierta yarriostramientos son partede la subestructura

Figura 8.5.3.2. Definicin del rea total de la cubierta.

Para el clculo de fuerzas de oleaje en marcos esbeltos de cubiertas secundarias sin equipo, tal como unsubnivel compuesto de ngulos de acero, se utiliza la mitad del rea mojada. Las reas de las piernas de lasuperestructura, y de miembros de arriostramiento que se encuentren por arriba de la cubierta inferior, quedancomprendidos dentro del rea mojada. Las piernas de la superestructura y miembros secundarios que seencuentren por abajo del nivel inferior de las trabes principales de la cubierta inferior, deben modelarse juntocon los miembros de la subestructura para fines de clculo de las fuerzas de oleaje (ver Fig. 8.5.3.2). Lasestructuras reticulares que van por encima del equipo slido de la cubierta principal pueden ignorarse en elclculo del rea mojada. Por ejemplo, vase el quemador de la Fig. 8.5.3.2 y ntese que est por encima delequipo slido ms alto.

Velocidad horizontal del flujo. La velocidad del flujo (V) incidiendo sobre el rea mojada se obtendr deacuerdo a la teora de oleaje recomendada en la Seccin 2.3.1b del API-RP-2A (WSD), 21 Edicin. Estavelocidad se considera uniforme sobre el rea mojada y ser calculada en la elevacin de la cresta, o en laparte superior del rea mojada de la cubierta principal segn corresponda (ver Fig. 8.5.3.3).


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(Corresponde al equipo slido) Calcular V enest elevacin

- - -

- - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - -

a. Ola debajo del equipo slido.





(Corresponde al equipo slido)Calcular V enest elevacin

- - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

b. Ola por encima del equipo slido.

Figura 8.5.3.3. Variacin del rea mojada con relacin a la altura de ola.

Incidenciade la Ola

Vista en Planta de la cubiertaY

XWAX

WAy W

A

Figura 8.5.3.4. Definicin de componentes del rea mojada y convencinpara la direccin de la incidencia de la ola.


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Magnitud de la fuerza horizontal. Las fuerzas de oleaje y corriente en la cubierta, Fdk, se calculan mediante lasiguiente expresin.

Fdk= Cd(wkfV +cbfU)2

A

Donde Ues la velocidad de la corriente en la superficie (0% de profundidad) asociada con la ola, wkf es elcoeficiente de cinemtica de la ola (0.85 para el Golfo de Mxico) [Bibliog. 11.24], cbf es el factor de bloqueode la corriente para la subestructura tomado de la Seccin 2.3.1b del API-RP-2A (WSD), 21 Edicin y es ladensidad del agua.

El coeficiente de arrastre, Cd, tendr una variacin lineal respecto a la profundidad, tomando un valor de 0.0 enla superficie (elevacin de la cresta) y un valor mximo a una profundidad de Vc

2/g (medida a partir de la

elevacin de la cresta) como se muestra en la Fig. 8.5.3.5. En esta relacin Vc es la velocidad de partcula de la

ola en la cresta y g es la aceleracin de la gravedad. Los valores mximos de Cd se muestran en la Tabla8.5.3.1.

Tabla 8.5.3.1. Coeficientes de arrastre mximos para fuerzas de oleaje y corrientesobre cubierta.

Valores mximos de Cd en funcin de la incidenciadel frente de oleaje

Tipo de cubierta Extremo y costado Diagonal

Muy Equipada (slido) 2.5 1.9

Moderadamente equipada 2.0 1.5

Vaca (sin equipo) 1.6 1.2

Cd = 0.0

Vc2 / gCd mximo

Altura de la Cresta

Figura 8.5.3.5. Grfica ilustrativa de la variacin de Cd.

Punto de aplicacin de la fuerza. El punto de aplicacin de la fuerza Fdk ser el correspondiente al de la fuerzaresultante total de oleaje en la cubierta.

8.5.4 Factores de reserva de resistencia (RSR).


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Los factores de reserva de resistencia se calcularn utilizando como carga de referencia la correspondiente a laaltura de ola de diseo y parmetros asociados. No se considera la aplicacin del factor de reduccin de cargas(LRF). Los RSR mnimos requeridos se presentan en la Tabla 8.5.1 para los casos en que la elevacin mnimade las cubiertas y/o subniveles es suficiente para evitar el impacto de la ola, y para los casos en que la crestade la ola impacta sobre los mismos. Los valores establecidos para esta ltima condicin son vlidos siempre ycuando el mtodo descrito en 8.5.3 sea aplicado para calcular las fuerzas de oleaje sobre la cubierta.

La estructura ser satisfactoria si su RSR es mayor o igual al especificado en la Tabla 8.5.1.

8.5.5 Crecimiento marino.

El espesor del crecimiento marino debe modelarse considerando el promedio de las mediciones registradas enlos ltimos 5 reportes de inspeccin anual para diferentes rangos de elevacin. Para los casos en los que no secuenta con esta informacin, deben tomarse los valores mostrados en la Tabla 8.5.5.

Tabla 8.5.5. Espesor de crecimiento marino recomendado para evaluacin [Bibliog. 11.11].

INTERVALO DE ELEVACINRESPECTO AL NMM

(m)

ESPESOR DE CRECIMIENTOMARINO DURO

(cm)

+ 1.0 a - 20.0 6.0

- 20.0 a - 40.0 4.0

- 40.0 a - 80.0 2.0

- 80.0 a - 100.0 0.0

8.5.6 Propiedades mecnicas del suelo.

Para el empleo de las propiedades mecnicas del suelo en los anlisis de resistencia ltima ante efectos deoleaje de tormenta se establece un incremento del 20% de la resistencia al esfuerzo cortante de los suelosarcillosos para plataformas con ms de 10 aos de haber sido instaladas [Bibliog.11.14]. Este incremento no esaplicable a suelos arenosos.

Para el empleo de las propiedades mecnicas del suelo en los anlisis de resistencia ltima ante solicitacionesinducidas por oleaje de tormenta se deben tomar en cuenta los sesgos en la estimacin de la capacidad delmismo. La resistencia al esfuerzo cortante en suelos es afectada por el mtodo de muestreo empleado, el fluidode estabilizacin del pozo utilizado durante la perforacin, el tipo de prueba realizada a las muestras, lavelocidad de aplicacin de la carga, el envejecimiento del sistema pilote-suelo, etc. Las recomendacionesplanteadas estn basadas en referencias internacionales y pruebas de laboratorio que se han desarrollado. Los

valores recomendados no son aplicables a suelos arenosos.8.5.7 Confiabilidad estructural de la plataforma.

Cuando no se pueda cumplir con los factores de reserva de resistencia definidos en la Tabla 8.5.1 de estanorma, se puede realizar un anlisis de confiabilidad estructural, tal que, si la estructura tiene un ndice deconfiabilidad anual igual o mayor a los especificados en la Tabla 8.5.7, dicha estructura se considerarsatisfactoria. El ndice de confiabilidad anual de la plataforma marina puede ser obtenido a partir de lacomparacin de las fuerzas cortantes ejercidas sobre la estructura por el oleaje (tormenta), viento y corriente, yla capacidad resistente a fuerza cortante de la plataforma [Bibliog. 11.2, 11.26, 11.27 y 11.29].


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Tabla 8.5.7. ndices de confiabilidad anuales mnimos [Bibliog. 11.3].NDICES DE CONFIABILIDAD ANUALCATEGORA DE

EXPOSICIN DISEO EVALUACIN

Muy alta 3.62 3.43

Alta 3.53 3.34

Moderada 3.45 3.26

Baja 3.33 3.13

8.5.8 Estudios de riesgo estructural.

El uso de valores del factor de reserva de resistencia y de ndices de confiabilidad diferentes a los establecidosen esta norma, deber justificarse mediante anlisis cuantitativos de riesgo estructural que utilicen mtodos ytcnicas del estado del arte en el tema. Los mtodos, herramientas y resultados de dichos anlisis debernsometerse a la aprobacin de PEP e IMP para asegurar su congruencia con la filosofa, criterio de evaluacin,requerimientos y especificaciones de esta norma.

En este caso se deben establecer ndices de confiabilidad, factores de reserva de resistencia, alturas de ola yparmetros asociados tal que la evaluacin se realice siguiendo el flujo mostrado en la Fig. 9.5.9.

8.5.9 Condiciones de fatiga.

La integridad estructural ante efectos de fatiga se considera adecuada cuando los reportes de inspeccionesrecientes indiquen la ausencia de dao en las conexiones principales y/o cuando algn dao previamente

reportado haya sido evaluado y reparado en caso requerido. Para fines de este documento se considerancomo inspecciones recientes, a aquellas cuya fecha de aplicacin no anteceda en ms de 2 aos a la fecha deevaluacin. En casos especiales, la evaluacin ante efectos de fatiga podr ser realizada con procedimientosanalticos compatibles con lo especificado en la Seccin 8.3.5 de este documento. Estos procedimientos debenestar sujetos a la aprobacin de PEP/IMP.

8.5.9.1 Propiedades mecnicas del suelo. Las propiedades mecnicas del suelo en los anlisis de fatigadeben de ser compatibles con la intensidad del oleaje a la que estar sometida la plataforma marina.

8.5.10 Secuencia de la evaluacin por oleaje de plataformas marinas existentes.

El proceso de la evaluacin de la integridad estructural de las plataformas marinas existentes ante oleaje anivel de diseo y de resistencia ltima se muestra en la Fig. 8.5.9.


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Figura 8.5.9 Proceso de evaluacin ante oleaje a nivel de diseo y de resistencia ltima.

8.6. Parmetros ssmicos para evaluacin de estructuras existentes.

Los parmetros para evaluacin ante condiciones ssmicas planteados en este documento, varan de acuerdocon cada categora especfica y deben aplicarse conforme a las recomendaciones del API-RP-2A (WSD), 21Edicin, Seccin 17, con las excepciones especificadas en este documento.


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8.6.1 Anlisis a nivel de ductilidad.El anlisis a nivel de ductilidad es requerido y se podr realizar a travs de un anlisis de resistencia ltimautilizando un mtodo incremental de carga (pushover). La relacin entre la carga ltima de la estructura(obtenida de este anlisis) y la carga de referencia debe satisfacer los factores de reserva de resistencia (RSR)mnimos presentados en la Tabla 8.6.1, conforme a su categora de exposicin. La carga de referencia ser lacorrespondiente al anlisis a nivel de resistencia de diseo calculada de acuerdo a lo especificado en laSeccin 8.4.1 de este documento. Esta carga corresponde al cortante total obtenido a partir de los respectivosespectros de la Fig. 8.4.1.

8.6.2 Propiedades mecnicas del suelo.

Para el empleo de las propiedades del suelo en los anlisis de resistencia ltima ante efectos ssmicos, seestablece un incremento del 50% de la resistencia al esfuerzo cortante de los suelos arcillosos para plataformascon ms de 10 aos de haber sido instaladas [Bibliog. 11.15] Este incremento no es aplicable a suelosarenosos.

Para el empleo de las propiedades mecnicas del suelo en los anlisis de resistencia ltima ante solicitacionesinducidas por sismo se deben tomar en cuenta los sesgos en la estimacin de la capacidad del mismo. Laresistencia al esfuerzo cortante en suelos es afectada por el mtodo de muestreo empleado, el fluido deestabilizacin del pozo utilizado durante la perforacin, el tipo de prueba realizada a las muestras, la velocidadde aplicacin de la carga, el envejecimiento del sistema pilote-suelo, etc. Estas recomendaciones estnbasadas en referencias internacionales y pruebas de laboratorio que se han desarrollado. Los valoresrecomendados no son aplicables a suelos arenosos.

Tabla 8.6.1. RSR mnimos requeridos para anlisis a nivel de ductilidad.

SONDA DE CAMPECHE REGIN NORTECATEGORA

DEEXPOSICION ARRIOSTRAMIENTO

VERTICAL ADECUADO1ARRIOSTRAMIENTO

VERTICALINADECUADO2

ARRIOSTRAMIENTOVERTICAL ADECUADO1

ARRIOSTRAMIENTOVERTICAL

INADECUADO2

Muy alta 1.30 1.90 2.0 3.1

Alta 1.00 1.60 1.6 2.4

Moderada 0.90 1.40 1.4 2.1

Baja -- -- 1.0 1.5

Notas:1 Estructuracin siguiendo las recomendaciones de buenas prcticas, API-RP-2A (WSD), 21 Edicin,Seccin C2.3.6d.2 Estructuracin a base de juntas verticales tipo K.


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9. RESPONSABILIDADES.9.1 Pemex Exploracin y Produccin.Vigilar la aplicacin de los requisitos y recomendaciones de esta Norma de Referencia, en las actividades dediseo y evaluacin de la integridad estructural de plataformas marinas fijas en el Golfo de Mxico.

9.2 Subcomit Tcnico de Normalizacin de Pemex Exploracin y Produccin.

Promover el conocimiento de esta norma entre las reas usuarias de Pemex Exploracin y Produccin, firmasde ingeniera, prestadores de servicios y contratistas, involucradas en el o los procesos tcnicos yadministrativos generados por la necesidad de instalar nuevas plataformas o de evaluar la integridad estructuralde plataformas existentes.

9.3 rea usuaria de PEP.La verificacin del cumplimiento de esta norma, ser realizada por el supervisor de Pemex Exploracin yProduccin, a travs del certificado de cumplimiento de los Prestadores de Servicio y/o Contratistas.

Deber verificar que las firmas de ingeniera licitantes cuenten con personal tcnico especializado conexperiencia en el manejo e interpretacin de esta norma, lo que se garantizar a travs de un certificado deacreditacin.

Verificar el cumplimiento del contrato de servicios establecido, acordado y firmado por el prestador de servicioy/o contratista incluyendo los anexos tcnicos respectivos, los cuales debern cumplir estrictamente loslineamientos marcados por esta norma.

9.4 Firmas de ingeniera, proveedores de bienes o servicios y contratistas.Cumplir como mnimo con los requerimientos especificados en esta Norma de Referencia, para el diseo denuevas plataformas marinas fijas y evaluacin de la integridad estructural de las plataformas marinas fijas en elGolfo de Mxico.

Se deber considerar dentro del organigrama del personal especialista designado para ejecutar los trabajosmateria de un determinado contrato para ejecucin de obra pblica y dentro del cual se contemple la aplicacinde esta norma, a un responsable o gerente tcnico con experiencia previa en trabajos similares, el cual debecontar con un certificado de acreditacin para el manejo e interpretacin de esta norma. Las firmas deingeniera, proveedores de bienes o servicios y contratistas se comprometan a mantener durante el desarrollode los trabajos y hasta su entrega final a un responsable o gerente tcnico con las caractersticas arribamencionadas, con la finalidad de garantizar la correcta ejecucin de los trabajos en estricto apego a loslineamientos marcados por la norma y a las necesidades de Pemex Exploracin y Produccin.

9.4.1 Alcances a cargo del proveedor del bien o servicio y contratista.

Diseo y Evaluacin.

Con el contenido descrito en las bases de usuario y/o bases generales de diseo y de acuerdo a lo establecidopor las bases tcnicas de licitacin publicadas por Pemex Exploracin y Produccin para cada proyecto enparticular, el prestador de servicios y/o contratista elaborar las bases de diseo detalladas, la ingenierabsica, de detalle y preparar el catlogo de conceptos de obra, que constituye el Anexo "C de la licitacinpara la construccin del proyecto, proporcionando a Pemex Exploracin y Produccin, los generadorescorrespondientes, incluyendo todos los documentos necesarios para la ejecucin de la obra.


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9.4.2 Documentacin requerida por Pemex Exploracin y Produccin de las firmas de ingeniera,proveedores de bienes o servicios y contratistas.

Los lineamientos contenidos en esta seccin son generales y cubren aquellos aspectos mnimos necesariospara la exitosa ejecucin de los trabajos de diseo y evaluacin de plataformas marinas, por lo que deberntomarse como base y/o ampliarse para la generacin de las bases tcnicas de licitacin que utiliza PemexExploracin y Produccin, para contratar y adquirir los servicios relacionados con la obra pblica.

9.4.2.1 Diseo estructural. A continuacin se indica en forma enunciativa ms no limitativa la informacinmnima requerida del diseo estructural.

Libro de proyecto:

Seccin Estructural:

Bases de diseo definitivas

Anlisis y diseo por tormenta y operacin

Anlisis y diseo por fatiga

Anlisis y diseo por sismo

Ingeniera bsica

Anlisis de resistencia ltima (inelstico) por oleaje

Clculo de los factores de reserva de resistencia por oleaje

Ingeniera de detalle

Memorias de clculo y corridas de computadora Volumen de obra y bases tcnicas para concursar la obra estructural del proyecto

Listas de materiales

Requisiciones

Especificaciones generales y particulares

Los documentos citados y cualquier otro documento requerido acorde con el contrato respectivo para laejecucin de los trabajos, debe contar con la revisin previa y de la autorizacin del supervisor de PemexExploracin y Produccin antes de emitirlos para su aplicacin.

9.4.2.2 Evaluacin de la integridad estructural. A continuacin se indica en forma enunciativa ms no

limitativa la informacin mnima requerida de la evaluacin estructural: Bases de la evaluacin

Iniciadores de evaluacin

Anlisis a nivel de diseo (elstico) por oleaje

Anlisis por fatiga

Anlisis de resistencia ltima (inelstico) por oleaje y de ductilidad por sismo

Clculo de los factores de reserva de resistencia


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En el caso en que se realice un anlisis de confiabilidad estructural de la plataforma marina (ver seccin8.5.7), se entregar el reporte tcnico detallado que contenga al menos los modelos, mtodos, yherramientas utilizadas, as como los resultados de dicho anlisis. En el caso en que se apliquen valores delfactor de reserva de resistencia o ndices de confiabilidad diferentes a los establecidos en esta norma, seentregar el reporte tcnico detallado del anlisis cuantitativo de riesgo estructural conteniendo al menos losmodelos, mtodos, y herramientas utilizadas, as como los resultados de dicho anlisis (ver seccin 8.5.7).En estos casos, los resultados de los anlisis de confiabilidad y riesgo estructural debern someterse a laaprobacin de PEP e IMP.

Procedimientos para la aplicacin de medidas mitigantes y/o reforzamiento (si se requiere)

Ingeniera de detalle de medidas mitigantes y/o reforzamiento (si se requiere)

Resultados, conclusiones y recomendaciones

Los documentos citados y cualquier otro documento requerido acorde con el contrato respectivo para laejecucin de los trabajos, debe contar con la revisin previa y la autorizacin del supervisor de PemexExploracin y Produccin antes de emitirlos para su aplicacin.

9.4.3 Requerimientos de Calidad de las Firmas de Ingeniera, Contratistas, Proveedor del Bien oServicios, que proporcionan los Servicios de Diseo y de Evaluacin a Pemex Exploracin yProduccin.

Generalidades.- El contratista debe establecer y mantener los procedimientos documentados, con el propsitode controlar, verificar los servicios del proyecto y asegurar que se cumplan los requisitos especificados.

Establecer claramente los entregables y fechas de terminacin de los trabajos.

El contratista debe nombrar un representante o gerente tcnico del rea estructural del proyecto, quien debe

tener amplias facultades para ordenar la ejecucin de los trabajos, as como acordar y efectuar lasmodificaciones que el supervisor de Pemex Exploracin y Produccin considere necesarias.

La empresa debe demostrar experiencia en la realizacin de proyectos y trabajos similares, e igualmenteasignar personal con experiencia y acreditado como apto para la ejecucin de trabajos de esta naturaleza.

Se obliga a permitir el libre acceso a sus instalaciones y oficinas de servicios, al supervisor de PemexExploracin y Produccin, para que ste pueda verificar la informacin que se est generando, as como elmaterial bibliogrfico para consulta y todo lo relacionado con los recursos que se utilicen en el desarrollo delproyecto.

Llevar conjuntamente con el supervisor de Pemex Exploracin y Produccin, un sistema de control de losservicios en el que se debe registrar el programa y cada una de las actividades del proyecto que se estn

desarrollando, los cambios, los avances, las minutas, as como las fechas de entrega por parte del contratistade la documentacin emitida para su revisin.

Se deber usar un sistema electrnico de administracin de proyectos (software) compatible con el sistemaempleado por Pemex Exploracin y Produccin, para la programacin y control de todas las actividades.

Desarrollar con tecnologa de vanguardia los servicios de diseo y evaluacin.

Todos los documentos: planos, memorias de clculo y dems correspondencia, deben elaborarse en idiomaespaol y prevaleciendo el Sistema General de Unidades de Medida sobre cualquier otro, que en su caso


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podra ir entre parntesis y posterior al sistema citado como lo establece la NOM-008-SCFI-2002 y la NRF-111-PEMEX-2006.

El contratista debe utilizar una tecnologa CADD/CAE, para llevar a cabo los servicios del proyecto, incluyendo:modelado tridimensional, desplegado grfico del modelo, dibujos, produccin de reportes, maqueta electrnica(slo para diseo), revisin del modelo, as como elaboracin de diagramas, todo ello en base de datos tipointeligente.

Planeacin y desarrollo.- El contratista asignado para prestar el servicio debe elaborar planes para cadaactividad, los planes deben describir en forma detallada esas actividades, y definir la responsabilidad delpersonal o rea asignada dentro de la organizacin propuesta para su implantacin conforme lo establece laNRF-049-PEMEX-2006. Asimismo elaborar un Plan General de Ejecucin del Proyecto, el cual describir enforma lgica la interrelacin entre las diferentes actividades y muestre que el contratista o prestador de serviciospuede cumplir y ejecutar los trabajos en tiempo, costo y con la calidad establecida en el contrato. Lasactividades de diseo y evaluacin, deben estar asignadas a personal calificado y equipado con los recursosadecuados para su ejecucin.

Coordinacin organizacional y tcnica.- El contratista debe contar con una coordinacin organizacional ytcnica entre los diferentes grupos que participan en el desarrollo del proyecto.

Datos de entrada del diseo o evaluacin.- El contratista debe identificar y documentar los datos de entrada deldiseo y evaluacin relacionados con el proyecto, incluyendo los requisitos legales y regulatorios aplicables.Los requisitos e informacin incompleta o inconsistente deben ser atendidos y resueltos por el contratista y elsupervisor de Pemex, Exploracin y Produccin.

Resultados del diseo o evaluacin.- El contratista debe documentar todos los resultados obtenidos del diseoo evaluacin para ser revisados, verificados y validados.

Control de documentos y datos.

El contratista debe establecer y mantener procedimientos documentados, para controlar todos los documentosy datos que se relacionen con los requerimientos especificados por Pemex Exploracin y Produccin, de toda ladocumentacin generada y considerada como oficial durante el desarrollo de los trabajos, incluyendo, hastadonde sean aplicables, los documentos de origen externo, como las especificaciones y dibujos de proveedoresde equipo y materiales.

Emisin y aprobacin de documentos.

El contratista debe someter a revisin y obtener la aprobacin del personal autorizado de Pemex Exploracin yProduccin de los documentos generados antes de la emisin para su aplicacin. Asimismo debe establecer un

ndice, lista maestra o documento equivalente de control, que identifique el estado de revisin de losdocumentos, esta lista o documento deben estar disponibles para Pemex Exploracin y Produccin encualquier momento y de forma electrnica para evitar el uso de documentos no actualizados y/o no vlidos.

9.4.3.1 Resultados del diseo y la evaluacin.

Todos los resultados obtenidos en el desarrollo del proyecto de diseo o evaluacin deben:

Cumplir con los requisitos de entrada de diseo y evaluacin estructural (bases de usuario y/o de diseo).

Cumplir con las bases tcnicas publicadas por Pemex, Exploracin y Produccin durante la etapa delicitacin de los trabajos.


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Identificar aquellas caractersticas del diseo cruciales para la seguridad y el funcionamiento apropiado delservicio, (tales como requisitos de operacin, almacenamiento, manejo, mantenimiento y disposicindespus del uso).

Los documentos deben ser revisados y aprobados por Pemex Exploracin y Produccin.

Llevar un registro de cambios y modificaciones los cuales deben ser debidamente documentados, y contarcon la aprobacin y autorizacin de Pemex, Exploracin y Produccin.

Toda la informacin tcnica oficial proporcionada por Pemex, Exploracin y Produccin, as como lainformacin tcnica generada durante el desarrollo de los trabajos de diseo o evaluacin estructuralaprobada por Pemex, Exploracin y Produccin (incluyendo cambios, modificaciones y planos como fueconstruido), deber ser integrada por el contratista, proveedor de servicios o firma de ingeniera en un librode proyecto, el cual ser propiedad de Pemex, Exploracin y Produccin, quien deber conservarla parafuturos trabajos materia de esta norma.

9.4.3.2 Revisin, verificacin y validacin del diseo o evaluacin estructural.

Revisin del diseo o evaluacin estructural.- En etapas apropiadas, se deben planear y realizar revisionesformales y documentadas de los resultados deldiseo de la evaluacin, as como mantener registros de ello.

Verificacin del diseo o evaluacin estructural.- En etapas apropiadas y como consecuencia de la revisin, sedebe realizar la verificacin para asegurar que los resultados cumplan los requisitos de entrada, debenregistrarse las medidas de control del diseo o evaluacin estructural.

Validacin.- En etapas apropiadas se deben efectuar validaciones para asegurar que el proyecto cumple conlas necesidades y requisitos establecidos durante la licitacin.

El proceso que deber seguirse durante la revisin, verificacin y validacin del servicio de diseo y evaluacin

estructural, se describe esquemticamente en la Fig. 9.4.3.2.

Figura 9.4.3.2 Diagrama simplificado de la relacin que existe entre la revisin, verificaciny validacin del servicio de diseo y evaluacin.


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10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.Esta norma de referencia no tiene concordancia con normas mexicanas o internacionales por no existirnormatividad aplicable al momento de su elaboracin.

Los lineamientos de este documento, se complementan y coinciden parcialmente con lo especificado por elAmerican Petroleum Institute, Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing FixedOffshore Platforms Working Stress Design, API RP 2A-WSD, Twenty-first edition, December 2000 [Bibliog.11.1].

11. BIBLIOGRAFA.

11.1 American Petroleum Institute, Recommended Practice for Planning, Designing and ConstructingFixed Offshore Platforms Working Stress Design, API RP 2A-WSD, Twenty-first edition, December2000, with errata and supplement 1 december 2002, errata and supplement 2, october 2005.Instituto Americano del Petrleo, "Prcticas Recomendadas para Planeacin, Diseo y Construccinde Plataformas Marinas Fijas Diseo por Esfuerzos de Trabajo", API RP 2A - WSD, 21 Edicin,Diciembre de 2000, con erratas y suplemento 1 diciembre 2002, erratas y suplemento 2,octubre2005.

11.2 Soriano, A., Campos, D., Ortega, C., Alamilla, J., Len-Seplveda, F., Morales-Contreras, J. L.,Garca-Tenorio, M., Rendn-Conde, C., Lpez-Cornejo, M. e Inzunza, N., Actualizacin 2007 de laNorma de Referencia de Diseo y Evaluacin de Plataformas Marinas Fijas en el Golfo de Mxico,Segundo Congreso y Exposicin Internacional del Petrleo en Mxico, CIPM, AIPM, AMGP, AMGE,SPE y PEMEX, Veracruz, Ver. , Mxico, 28-30 de Junio, 2007.

11.3 Campos, D., Soriano, A., Ortega, C. y Jurez, M., Riesgo y Confiabilidad Estructural de PlataformasMarinas Fijas en el Golfo de Mxico, Reporte Tcnico del Proyecto F.27452: Actualizacin de la NRF-003-PEMEX-2000 Diseo y Evaluacin de Plataformas Fijas en al Golfo de Mxico para PEMEXExploracin y Produccin, IMP, 2006.

11.4 Campos, D., Inda G. y Soriano, A., Estudio de Riesgo, Reporte Tcnico AV-F.44246-1815-3-1-01,del Proyecto F.44246: Anlisis de Riesgo, Evaluacin de Integridad Estructural y Anlisis de VidaRemanente de las Plataformas Marinas Arenque A, Arenque B y Arenque C., IMP, 2005.

11.5 Campos, D., Inda, G., Soriano, A., Heredia, E. y De Len D, Estudio de Riesgo para PlataformasMarinas, Reporte F.37151 0508-511-06-01, Proyecto Desarrollo de las Especificaciones de Diseo yEvaluacin de las Instalaciones Marinas de Litoral de Tabasco, 2004.

11.6 Campos, D., Inda, G., Soriano, A. y Heredia, E. Especificaciones de Diseo y Evaluacin dePlataformas Marinas del Activo de Explotacin Litoral de Tabasco para Tirantes Menores de 80 m,Reporte AV-F.37151-1815-3-1-04, Proyecto F.37151: Desarrollo de las Especificaciones de Diseo yEvaluacin de las Instalaciones Marinas de Litoral de Tabasco, IMP, 2004.

11.7 Soriano, A., Heredia, E., Garca, C., Lara, L., Villalba, R., Estudio Meteorolgico y Oceanogrfico,Estudio de la Hidrodinmica Martima en Aguas Someras, Reporte AV-F.37151-1815-3-1-03,Proyecto Desarrollo de las Especificaciones de Diseo y Evaluacin de las Instalaciones Marinas deLitoral de Tabasco, 2004.


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11.8 Heredia, E., Inda, G., Campos, D. y De Len, D., Estudio de Riesgo y Especificaciones de Diseopara Plataformas Marinas, Reporte Tcnico, Proyecto F.41209: Estudios e Ingeniera para laInfraestructura del Proyecto Integral de Desarrollo Lankahuasa (1ra Fase), Instituto Mexicano delPetrleo, 2002.

11.9 Heredia, E. y Campos, D., Continuacin del Desarrollo del Criterio para el Diseo y Evaluacin deInstalaciones Marinas en la Sonda de Campeche: Trabajos Tcnicos para Plataformas, ReporteProyecto F.00926, Instituto Mexicano del Petrleo, 2001.

11.10 Campos, D., Rodrguez, M., Martnez, M., Ramos, R. y Valds, V., Cuantificacin de las Consecuenciasde Falla de Plataformas Marinas Tipo Jacket, Artculo No.OMAE01/S&R-6015, Memorias en CD ofOMAE99, 18 Congreso Internacional sobre Ingeniera Mecnica y rtica, St. Johns, Newfoundland,Canad, 11-16 de Julio, 1999. Campos, D., Rodrguez, M., Martnez, M., Ramos, R. y Valds, V.,Assessment of consequences of failure in jacket structures, Paper OMAE01/S&R-6015, Proceedings

in CD of OMAE99, 18 th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, St.Johns, Newfoundland, Canada, July 11-16, 1999.

11.11 Instituto Mexicano del Petrleo, Determinacin del espesor de crecimiento marino a emplearse en eldiseo de plataformas marinas ubicadas en la Sonda de Campeche, Reporte Interno, Departamentode Ingeniera Civil-Acero, Abril 1997.

11.12 Instituto Americano de la Construccin en Acero, "Especificacin para Construcciones en AceroEstructural", marzo 9, 2005. American Institute of Steel Construction, Inc., Specification forStructural Steel Buildings, March 9, 2005.

11.13 Agencia Americana de Embarcaciones, Reglas para la Construccin y Categorizacin deRecipientes de Acero", agosto 15, 2006. American Bureau of Shipping, Rules for Buildings andClassing Steel Vessels, August 15, 2006.

11.14 Instituto Mexicano del Petrleo, Variaciones en los parmetros de capacidad de los suelos inducidospor la tcnica de muestreo, velocidad de deformacin y envejecimiento, Reporte Interno,Departamento de Ingeniera Civil-Acero, Abril 1997.

11.15 Valle C., Taboada, V., Barrera P., "Efecto de ndice de Esfuerzos, Tcnicas de Muestreo yEnvejecimiento de las Propiedades del Suelo, usadas en la Evaluacin del Comportamiento de lasCimentaciones sobre Pilotes, en la Baha de Campeche, Reporte de 1998". Valle C., Taboada, V.,Barrera P., Effect of Strain Rate, Sampling Technique and Aging on the Soil Properties Used in theReassessment of Pile Foundations Performance in the Bay of Campeche, Proceedings of the 30thOffshore Technology Conference, Houston, TX, 1998.

11.16 Oceanweather, Inc, Actualizacin de los Datos de Diseo para la Zona Norte y Sonda de

Campeche, Reporte Final para el IMP (Revisado), Julio 11, 2006. Oceanweather Inc., Update ofMetocean Design Data for Zona Norte and Sonda de Campeche. Final Report for IMP (Revised),July 11, 2006.

11.17 Campos, D., Soriano, A., Heredia, E., Contreras, A., Vzquez, R., Ortega, R. y Ramos, R.,Caracterizacin del Peligro Meteorolgico y Oceanogrfico para el Diseo y Evaluacin dePlataformas Marinas en el Golfo de Mxico, Reporte Proyecto F. 27452: Actualizacin de la NRF-003-PEMEX-2000 Diseo y Evaluacin de Plataformas Fijas en al Golfo de Mxico para PEMEXExploracin y Produccin, IMP, 2007.


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11.18 Alamilla, J., Campos, D., Ortega, C., Morales-Contreras, J. L. y Soriano, A., Estimacin de la Alturade Ola de Diseo para Transportacin de Estructuras Costa Fuera, 10mo Congreso Internacionalsobre Aplicaciones de la Estadstica y la Probabilidad en Ingeniera Civil (ICASP10), Tokio, Julio 31 aAgosto 3, 2007. Alamilla, J., Campos, D., Ortega, C., Morales Contreras, J. L. and Soriano, A.,Estimation of the design wave height for offshore structures transportation. 10th InternationalConference on Applications of Statistics and Probability in Civil Engineering (ICASP10), Tokyo, July31 to August 3, 2007.

11.19 Bea R., "Estudio de Riesgo Oceanogrfico para el Diseo y Evaluacin de Plataformas en la Bahade Campeche reporte para PEP/IMP, marzo de 1997. Bea, R., Risk Based Oceanographic Criteriafor Design and Requalification of Platforms in the Bay of Campeche, Reporte para PEMEX/IMP,Marzo, 1997.

11.20 Campos, D., Heredia, E., Soriano, A., Inda, G. y De Len, D., Criterios Basados en Riesgo para el

Diseo Estructural de Plataformas Marinas, XIV Congreso Nacional de Ingeniera Estructural,Sociedad Mexicana de Ingeniera Estructural, 2004.

11.21 Heredia, E., Anlisis de Riesgo y Confiabilidad en la Ingeniera Estructural de Plataformas Marinas,Revista Investigacin Tecnolgica, Academia de Ingeniera, Vol. 3, Nm. 7, 2006.

11.22 Chvez, M., Anlisis de Riesgo Ssmico en Varios Sitios de la Baha de Campeche, Instituto deIngeniera, UNAM, Marzo, 1987.

11.23 Bea, R., "Lineamientos de Estudio y Diseo Ssmico para Plataformas Marinas, Congreso sobreIngeniera Mecnica y rtica Costa Fuera, Yokohama, Japn, 1997. Bea, R., Background for theProposed International Standards Organization Reliability Based Seismic Design Guidelines forOffshore Platforms, Offshore Mechanics and Arctic Engineering Conference, Yokohama, Japan,1997.

11.24 Bea, R., "Estudio de Riesgo Oceanogrfico y Ssmico para el Diseo y Evaluacin de Plataformas enla Baha de Campeche, Reporte del 1 de junio de 1997. Bea, R., Risk Based Oceanographic andEarthquake Criteria for Design and Requalification of Platforms, Pipelines, and Floating SubseaSystems for Offshore Mexico, Report on Work Performed during April and May 1997, June 1, 1997.

11.25 Chvez, M., Riesgo (peligro) ssmico en algunos sitios de la Regin Norte del Golfo de Mxico,Instituto de Ingeniera, UNAM. Reporte para PEMEX e IMP, Agosto de 1998.

11.26 Heredia, E., Mont

Documents

Número de Documento NRF-003-PEMEX-2007 05 de Enero