Analisis-de-los-esfuerzos-en-oleogasoducto-de-20-x-7km

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México, D.F DICIEMBRE DE 2012. 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
 ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
 SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN 
 UNIDAD PROFESIONAL “ADOLFO LÓPEZ MATEOS” 
 
“ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN OLEOGASODUCTO DE 20” X 7.0 KM 
QUE SALE DE LA PLATAFORMA KAMBESAH HACIA LA PLATAFORMA 
KUTZ-TA EN EL GOLFO DE MÉXICO”. 
 
T E S I S 
 
PARA OBTENER EL GRADADO DE 
MAESTRO EN CIENCIAS 
CON LA ESPECIALIDAD DE 
INGENIERÍA MECÁNICA 
 
P R E S E N T A 
ING. LUIS OMAR REYNOSO MARTÍNEZ 
 
DIRECTORES: DR. LUIS HÉCTOR HERNÁNDEZ GÓMEZ 
 DR. MARTÍN DANIEL TREJO VALDEZ 
 
INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
SECRETARiA DE INVESTIGACION Y POSGRADO
En la Ciudad de Mexico, D. F. siendo las 13:30 horas del dia 05 del mes de
Diciembre del 2012 se reunieron los miembros de la Comisi6n Revisora de la Tesis, designada
por el Colegio de Profesores de Estudios de Posgrado e Investigaci6n de E.S.I.M.E.
para examinar la tesis titulada:
"ANALISIS DE ESFUERZOS EN OLEOGASODUCTOS DE 20"0 X 7.0 KM QUE SALE DE LA
PLATAFORMA KAMBESAH HACIA LA PLATAFORMA KUTZ-TA EN EL GOLFO DE MEXICO".
Presentada por el alumno:
REYNOSO MARTiNEZ LUIS OMAR
Apellido paterno Apellido materna Nombre(s)
MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERIA MECANICA
Despues de intercambiar opiniones los miembros de la Comisi6n manifestaron SU APROBAC/ON DE
LA TES/S, en virtud de que satisface los requisitos ser'ialados por las disposiciones reglamentarias
vigentes.
LA COMISIGN REVISORA
Directores de tesis
Tercer Vocal
DRA. Es'JJ.LUGO GONZALEZ
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
SECRETARÍA DE INVESTIGACIÓN Y POSGRADO 
CARTA CESIÓN DE DERECHOS 
En la Ciudad de México, D.F. el día 05 del mes de Diciembre del año 2012, el que suscribe 
Luis Ornar Reynoso Martínez alumno del Programa de Maestría en ciencias en ingeniería 
mecánica, con número de registro A l 10581, adscrito a La sección de estudios de posgrado 
e investigación E.S.I.M.E. Unidad Zacatenco, manifiesto que es el autor intelectual del 
presente trabajo de Tesis bajo la dirección de los Dr. Luis Héctor Hernández Gómez, 
Dr. Martin Daniel Trejo Valdez y cede los derechos del trabajo titulado "Análisis de 
esfuerzos en oleogasoducto de 2Q"0 x 7.0 km que sale de la plataforma Kambesah hacia la 
plataforma Kutz-TA en el Golfo de México", al Instituto Politécnico Nacional para su 
difusión, con fines académicos y de investigación. 
Los usuarios de la información no deben reproducir el contenido textual, gráficas o datos 
del trabajo sin el permiso expreso del autor y/o directores del trabajo. Este puede ser 
obtenido escribiendo a la siguiente dirección o_reynoso2005(g),hotmail.com. Si el permiso 
se otorga, el usuario deberá dar el agradecimiento correspondiente y citar la fuente del 
mismo. / 
Nomprey írma del alumno 
 
 
MAESTRIA EN CIENCIAS DE LA INGENIERIA MECANICA I 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
A mis directores de tesis, Dr. Luis Héctor Hernández Gómez y 
Dr. Martin Daniel Trejo Valdez. 
 
Al Instituto Politécnico Nacional, ESIME Zacatenco y la Sección de 
Estudios de Posgrado e Investigación (SEPI) 
 
Al Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT) 
 
A la comisión revisora 
Dr. Guillermo Urriolagoitia Calderón 
Dr. Carlos Torres Torres 
Dr. Luis Héctor Hernández Gómez 
Dr. Martín Daniel Trejo Valdez 
Dra. Esther Lugo González 
Dr. Guillermo Urriolagoitia Sosa 
 
A todos los que de alguna manera colaboraron para la realización 
de este trabajo, Gracias… 
 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA II 
 
DEDICATORIA 
 
A mi Abuelo (R.I.P.) 
Luis Reynoso Jiménez 
Por darme un ejemplo de fuerza, honestidad y perseverancia. 
 
A mi esposa 
Jessica Álvarez Rodríguez 
Por el apoyo brindado y el gran sacrificio en estos dos años de 
maestría, gracias por todo el amor. 
 
A mis hijos 
Zyanya Ximena Reynoso Álvarez 
Omar Reynoso Álvarez 
Por el gran soporte en estos años difíciles, una meta de 
Mi vida ha concluido, gracias. 
 
A mis padres 
José Luis Reynoso Olivares 
Alicia Martínez López 
Un agradecimiento muy especial por haberme dado la gran 
oportunidad de prepárame. 
 
A mi hermana, primos, tíos 
Por recordarme que lo que se hace en vida tendrá eco por toda la 
eternidad. 
 
A mis suegros 
Gracias por el gran apoyo para la culminación de estos estudios de 
maestría. 
 
ES LA EDUCACIÓN "La que genera mejores condiciones de justicia, 
educar evita la necesidad de castigar”. 
JUSTO SIERRA 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA III 
 
Resumen 
En el presente trabajo se realizó un análisis de esfuerzos a un oleogasoducto marino de 
20”, con una longitud aproximada de 7.0 kilómetros, que sale desde la plataforma 
KAMBESAH hacia la plataforma KUTZ-TA, ubicada en la Sonda de Campeche del Golfo 
de México. La línea marina la conforman dos tuberías denominadas cuellos de gansos, dos 
ductos ascendentes, dos curvas de expansión y una línea regular. El estudio tiene la 
finalidad de evaluar la integridad estructural del oleogasoducto que transporta gas-aceite 
con una presión de diseño de 33 kg/cm
2
, y una temperatura de diseño de 80°C, bajo las 
condiciones climatológicas imperantes en la zona. 
El análisis numérico se realizó empleando el programa de tuberías CAESAR II, ver. 5.1, el 
cual permitió desarrollar un modelo tridimensional capaz de determinar los esfuerzos y 
desplazamientos presentes en el oleogasoducto de 20”, bajo la acción de cargas 
ambientales, ocasionadas por el viento, corrientes y oleaje, además de cargas sísmicas. Para 
el estudio se incluyeron características físicas y geométricas del ducto, como el diámetro, 
espesor de pared, tolerancia a la corrosión, soportes y restricciones. Así como la interacción 
suelo-tubería. 
La secuencia de los análisis se puede englobar de la siguiente manera: 
 
 Para el análisis de viento: 
 
 Se determinaron las cargas de viento que afectan a la parte del oleogasoducto que 
se encuentra expuesto a ráfagas con una velocidad de 200 km/hr, correspondiente a 
una condición de temporada de huracanes en el Golfo de México, mediante la 
implementación del código ASCE 7. 
 
 Se obtuvieron los esfuerzos, y desplazamientos presentes en los puntos terminales 
como anclajes y en los puntos donde se encuentra soportada la tubería. 
 
 Se verificaron los esfuerzos permisibles ocasionados por las cargas ocasionales 
provocadas por el viento de acuerdo al código ASME B31.8 Cap. VIII, para tuberías 
de transporte de gas costa afuera. 
 
 Los esfuerzos ocasionados por la carga de viento se obtuvieron para las direcciones 
X, Y, y 45°. 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA IV 
 
 Para el análisis de sismo: 
 
 Se realizó un análisis sísmico utilizando la carga gravitacional para modelar la 
estática equivalente de una carga dinámica de sismo. 
 
 El análisis del espectro de respuesta sísmica se realizó con una velocidad de 0.250g. 
En concordancia con lo estipulado en la norma NRF-003-PEMEX-2007. 
 
 Se obtuvieron los esfuerzos generados por la respuesta sísmica en las direcciones 
X, Z. 
 
 Para el análisis de hidrodinámico: 
 
 Se realizó el análisis de esfuerzos ocasionados por los efectos hidrodinámicos 
(corriente y oleaje), bajo las condiciones de tormenta con un periodo de retorno de 
10 años y 100 años respectivamente. 
 
 Los datos de la velocidad de corriente que se tomaron fueron (0% de profundidad, 
50% a la mitad del profundidad del tirante y en el fondo 95% de profundidad), 
estipulado en la norma NRF-013-PEMEX-2009. 
 
Se realiza la evaluación de resultados, en los cuales se demuestra que el oleogasoducto 
marino está en condiciones de soportar, un sismo de media intensidad, y un huracán 
categoría 3, en la escala Saffir-Simpsoncon una velocidad de 200 km/hr. Considerando que 
los vientos afectan la parte atmosférica del ducto, además de que el sismo y los vientos no 
actúan simultáneamente. Así como la trayectoria del ducto marino cumple de acuerdo a su 
condición actual del suelo, sin necesidad de instalar piedra en su trayectoria. 
 
 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA V 
 
ABSTRACT 
The structural integrity of a marine pipe system, which transports oil and gas, was 
determined. Its diameter is 20” and its length is 7 km. It goes from Kambesah platform to 
Kutz-Ta platform in the Gulf of Mexico. This marine pipe system has two goose necks, two 
raisers, two expansion loops and a regular line. The pressure and temperature of design are 
33 kg/cm2 and 80ºc, respectively. The operation of such pipe system takes place under the 
weather conditions of the Gulf of Mexico. 
The numerical analysis was carried on with CEASAR II 5.1 code. A 3D model was 
developed. The cases, which were analyzed, were wind and streams. Also, a seismic 
analysis was carried on. For this purpose, the geometrical and physical characteristics of the 
piping system were taken into account, such as diameter and thickness of the pipe, 
corrosion thickness, supports and restrictions and the interaction between the soil and the 
piping system. 
Specifically, the important details of each analysis are the following: 
 Wind load analysis: 
 
 The gust of winds of 200 km/hr, that interact with the piping system, were 
considered. This situation takes place when hurricanes are developed in the Gulf of 
Mexico. ASCE 7 code recommendations were followed. 
 
 Stresses and displacements at the terminal points, supports and anchors of the 
piping system, were calculated. 
 
 The resultant stresses of the wind load analysis were compared with the allowed 
stresses in accordance with ASME B31.8 Cap. VIII. The code recommendations for 
offshore piping system, that handle gas, were followed. 
 
 Seismic analysis: 
 
 An equivalent static load was used to simulate the dynamic seismic load. 
 
 A spectral analysis was carried on, in which an 0.25g acceleration was taken into 
account. The NRF-003-PEMEX-2007 standard was followed. 
 
 The resultant stresses, that taken place, when the acceleration is along the horizontal 
plane, were calculated. 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA VI 
 
 Hydrodynamic analysis: 
 
 The stresses generated by hydrodynamic loads (ocean streams and waves) under 
storm conditions were evaluated. The period of return for each case was 10 and 100 
years, respectively. 
 
 The velocities of the streams were considered at the water surface, at the half of the 
water deepness and at 95% of the total deepness. This is in accordance with the 
standard NRF-013-PEMEX-2009. 
 In the last part of this thesis, the results are evaluated. It is demonstrated the marine piping 
system has enough structural integrity. An earthquake of medium intensity and a hurricane 
of category 3 in the scale Saffir-Simpson with gust winds of 200 km/hr would not cause 
any damage. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA VII 
 
Índice General 
 Página 
 RESUMEN……………………………………………………………………........... III 
 ABSTRACT…………………………………………………………………………. V 
 ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………… VII 
 ÍNDICE DE FIGURAS……………………………………………………………... XI 
 ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………………. XV 
 SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS…………………………………………….. XVIII 
 GLOSARIO…………………………………………………………………………. XX 
 OBJETIVOS………………………………………………………………………… XXII 
 JUSTIFICACIÓN…………………………………………………………………... XXIII 
 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………... 1 
 
 CAPÍTULO 1.- GENERALIDADES SOBRE SISTEMAS MARINOS DE 
PRODUCCIÓN DE CRUDO Y GAS EN MÉXICO……………………………... 
 
7 
 1.1. Breve Historia de las tuberías…………………………………………………… 
1 
8 
 1.2. Hidrocarburos…………………………………………………………………… 10 
 1.3. El Petróleo………………………………………………………………………. 10 
 1.4. Infraestructura de petróleos mexicanos en el país……………………………… 12 
 1.4.1. Pemex y sus regiones geográficas……………………………………….. 12 
 1.4.2. Región Marina Noreste………………………………………………….. 13 
 1.4.3. Región Marina Suroeste.………………………………………………… 
Suroeste…………………………………………………... 
13 
 1.4.4. Región Norte…………………………………………………………….. 15 
 1.4.5. Región Sur……………………………………………………………….. 
Sur………………………………………………………... 
15 
 1.4.6. Instalaciones Petroleras………………………………………………….. 15 
 1.4.7. El transporte de ductos en PEMEX en cifras……………………………. 15 
 1.5. Cambios en el diseño de 
plataformas……………………………………………. 
16 
 1.6. Exploración y producción marina en gas y crudo………………………………. 17 
 1.6.1. Situación actual…………………………………………………………... 17 
 1.6.2. Futuro Energético………………………………………………………… 19 
 1.7.Tuberías y ámbito de aplicación…………………………………………………. 22 
 1.7.1. Clasificación de ductos marinos…………………………………………. 22 
 1.7.2. Expansión y Flexibilidad de Tuberías…………………………………… 24 
 1.8. Códigos y Especificaciones……………………………………………………... 25 
 1.9. Planteamiento del problema…………………………………………………….. 27 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA VIII 
 
 1.9.1. Localización del caso de estudio…………………………………………. 27 
 1.9.2. Descripción del proceso………………………………………………….. 28 
 1.9.3. Casos de estudio…………………………………………………………. 30 
 1.9.4. Consideraciones de carga………………………………………………... 35 
 1.10. Referencias…………………………………………………………………….. 40 
 
 
 CAPÍTULO 2.- ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN SISTEMAS DE 
TUBERIAS MARINAS…………………………………………………………….. 
 
42 
 2.1 Consideraciones en el diseño de tuberías………………………………………... 43 
 2.1.1 Consideraciones sobre el diseño de la instalación………………………... 44 
 2.1.2 Consideraciones operacionales en el diseño…………………………….... 45 
 2.1.2.1 Clasificación de cargas…………………………………………… 45 
 2.1.3 Fuerzas consideradas durante la instalación……………………………… 47 
 2.1.3.1 Pandeo……………………………………………………………. 47 
 2.2 Análisis de esfuerzo en un ducto marino………………………………………… 47 
 2.2.1 Esfuerzo circunferencial…………………………………………………. 48 
 2.2.2 Esfuerzo longitudinal…………………………………………………….. 49 
 2.2.3 Esfuerzo combinado……………………………………………………... 50 
 2.2.4 Esfuerzo equivalente…………………………………………………….. 51 
 2.3 Teorías de falla………………………………………………………………….. 52 
 2.3.1 Materiales dúctiles……………………………………………………….. 52 
 2.3.2 Teoría del esfuerzo cortante máximo……………………………………. 53 
 2.3.3 Teoría de la energía máxima de distorsión (criterio de Von Mises)…….. 53 
 2.3.4 Materiales frágiles……………………………………………………….. 54 
 2.4 Efectos mecánicos……………………………………………………………….. 54 
 2.4.1 Revisión del espesor requerido por presión interna……………………... 55 
 2.5 Revisión de espesores por otras condiciones……………………………………. 59 
 2.6 Revisión por presión externa……………………………………………………. 59 
 2.7 Cargas de viento………………………………………………………………… 61 
 2.7.1 Clasificación de edificios y otros bajo efectos del viento ASCE No. 7-05 61 
 2.7.2 Formulación dela carga de viento……………………………...…………. 62 
 2.7.3 Presión del viento…………………………………………………………. 62 
 2.7.4 Categorías de 
exposición…………...……………………………………... 
63 
 2.8 Cargas sísmicas…………………………………………………………………... 64 
 2.8.1 Respuesta 
sísmica…………………………………………………………. 
65 
 2.8.2 Análisis estático…………………………………………………………... 65 
 2.8.3 Cargas gravitacional g…………………………………………………….. 65 
 2.8.4 Parámetros de diseño sísmico…………………………………………….. 66 
 2.9 Tubería enterrada………………………………………………………………… 68 
 2.10 Carga hidrodinámica (ola y corriente)………………………………………….. 71 
 2.11 Carga hidrodinámica estática en CAESAR II………………………………….. 75 
 2.11.1 Implementación de la teoría de función de Stream……………………… 76 
 2.11.2 Parámetros hidrodinámicos……………………………………………… 77 
 2.12 Elementos finitos en tuberías……………………...……………………………. 77 
 
 
MAESTRÍAEN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA IX 
 
 2.12.1 Datos de puntos y de 
nodos……………………………………………… 
79 
 2.12.2 Ensambles de tuberías…………………………………………………… 80 
 2.13 Referencias……………………………………………………………………... 82 
 
 CAPÍTULO 3.- ANALISIS DE ESFUERZOS EN EL OLEOGASODUCTO 
DE 20” X 7.0 KM DE LA PLATAFORMA KAMBESAH HACIA LA 
PLATAFORMA KUTZ-TA……………………………………………………….. 
 
84 
 
 3.1 Metodología para revisión de espesores…………………………………………. 85 
 3.1.1 Determinación del espesor de pared mediante el código API-RP-1111…. 87 
 3.1.2 Determinación de espesor de pared mediante el código DNV-OS-F101… 88 
 3.1.3 Determinación de espesor de pared mediante el código ASME B31.8…... 91 
 3.1.4 Determinación de espesor de pared mediante norma NRF-013-PEMEX… 92 
 3.1.4.1 Ducto ascendente…………………………………………………. 92 
 3.1.4.2 Revisión de espesores por condiciones de instalación y operación…….. 94 
 3.1.4.3 Revisión por presión externa……………………………………… 94 
 3.1.4.4 Propagación por pandeo …………………………………………. 95 
 3.1.4.5 Propagación por pandeo API-RP-1111…………………………... 98 
 3.2 Metodología seguida en la solución de los casos de estudio mediante el 
 programa CAESAR II, ver. 5.1………………………………………………….. 100 
 3.2.1 Características del ordenador……………………………………………... 102 
 3.2.2 Identificación, geometría y características físicas de caso de estudio……. 102 
 3.2.3 Propiedades del material, código a emplear y teoría de falla……………... 109 
 3.2.4 Generación del modelo en el programa CAESAR II, ver 5.1…………….. 111 
 3.2.4.1 Caso 1 tubería cuello de ganso y ducto ascendente (plataforma 
 Kambesah)………………………………………………………... 111 
 3.2.4.2 Caso 2 curva de expansión (salida Kambesah), línea regular, y 
curva de 
 
 expansión (llegada a Kutz-TA)…………………………………… 133 
 3.2.4.3 Caso 3 ducto ascendente y cuello de ganso (plataforma Kutz-TA) 114 
 3.2.5 Aplicación de condiciones de frontera y carga……………………………. 116 
 3.2.5.1 Cargas de viento con el programa CAESAR II…………………... 117 
 3.2.5.2 Cargas por sismo………………………………………………….. 118 
 3.2.6 Resultados de análisis……………………………………………………... 118 
 3.2.6.1 Resultados del caso 1, tubería cuello deganso y ducto ascendente 
 (plataforma Kambesah)…………………………………………………. 118 
 3.2.6.2 Resultados de análisis caso 2, curva de expansión (salida de 
 Kambesah), línea regular y curva de expansión (llegada Kutz-TA) 127 
 3.2.6.2.1 Tirante de agua y topografía del fondo marino………………. 127 
 3.2.6.2.2 Consideraciones del suelo……………………………………. 128 
 3.2.6.2.3 Datos del suelo……………………………………………….. 130 
 3.2.6.2.4 Análisis de sismo en tuberías………………………………… 
enterradas………………………... 
130 
 3.2.6.3 Resultados del caso 3, ducto ascendente y cuello de ganso 
 plataforma Kutz-TA)……………………………………………... 134 
 3.3 Referencias………………………………………………………………………. 139 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA X 
 
 
 CAPÍTULO 4.- EVALUACIÓN DE RESULTADOS…………………………… 140 
 4.1 Evaluación de resultados del cálculo del espesor de pared……………………… 141 
 4.2 Esfuerzos permisibles……………………………………………………………. 141 
 
4.3 Evaluación de resultados del caso 1, tubería cuello de ganso y ducto 
ascendente(plataforma Kambesah)………………………………………………….. 
 
142 
 4.4 Evaluación de resultados caso 2, curva de expansión (salida de Kambesah), 
línea regular, curva de expansión (llegada a Kutz-TA)……………………………… 
147 
 4.5 Evaluación de resultados caso 3, ducto ascendente y tubería cuello de ganso 
(plataforma Kutz-TA)……………………………………………………………...… 
 
149 
 
 CONCLUSIONES………………………………………………………………….. 153 
 
 RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS……………………….. 156 
 
 ANEXOS…………………………………………………………………………….. 157 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XI 
 
Índice de Figuras 
 Página 
Introducción 
Figura I. Región marina Noreste……………………………………………………. 2 
Figura II. Campo Kambesah en el Golfo de México………………………………. 3 
Capítulo 1 
Figura 1.1 Regiones de explotación y producción de PEMEX……………………... 13 
Figura 1.2 Ductos del Activo Ku-Maloob-Zaap, región marina Noreste…………… 14 
Figura 1.3 Ductos de transporte de gas, condensados amargos y gas residual en la 
región marina………………………………………………………………………... 
14 
Figura 1.4 Movimiento de crudo y productos petrolíferos (miles de barriles)……… 16 
Figura 1.5 Estrategia exploratoria en aguas profundas en el Golfo de México…….. 18 
Figura 1.6. Incremento de producción de crudo…………………………………….. 21 
Figura 1.7 Presupuesto de inversión de PEMEX…………………………………… 22 
Figura 1.8 Zonificación de una línea submarina……………………………………. 24 
Figura 1.9 Mapa de localización de plataforma Kambesah y Kutz-TA en el Golfo 
de México………………………………………………………………………........ 
 
28 
Figura 1.10 Diagrama de tuberías e instrumentación oleogasoducto de 20” de 
PP-Kambesah hacia PP-Kutz-TA…………………………………………………… 
29 
Figura 1.11Tubería sobre cubierta (cuello de ganso de 20”-P-1100-B53A-GC)…… 30 
Figura 1.12 Ducto ascendente de 20” desde junta monoblock hasta brida 
giratoria de la curva de expansión…………………………………………………... 
 
31 
Figura 1.13 Curva de expansión y línea regular de oleogasoducto de 20”, salida 
de plataforma Kambesah……………………………………………………………. 
 
32 
Figura 1.14 Línea regular y curva de expansión de oleogasoducto de 20” en 
llegada a la plataforma Kutz-TA……………………………………………………. 
 
33 
Figura 1.15 Ducto ascendente de 20” desde la brida giratoria de la curva de 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XII 
 
expansión a la junta monoblock…………………………………………………….. 34 
Figura 1.16 Tubería sobre cubierta (cuello de ganso de 202-P-2100-ISO-3183-3)… 35 
Figura 1.17 Metodología para el desarrollo del análisis del oleogasoducto marino... 39 
Capítulo 2 
Figura 2.1 Fuerzas actuantes en un ducto submarino en operación………………… 44 
Figura 2.2 Esfuerzos circunferenciales……………………………………………... 48 
Figura 2.3 Espesor de diseño a nivel de resistencia para un coeficiente de 
amortiguamiento critico de 5% ……………………………...................................... 
 
66 
Figura 2.4 Tubería enterrada………………………………………………………... 68 
Figura 2.5 Fuerzas laterales contra el suelo………………………………………… 70 
Figura 2.6 Onda típica asociada con parámetros hidrodinámicos…………………... 72 
Figura 2.7 Regiones de aplicabilidad de la función de Stream, Stokes V, y teoría de 
ondas lineales……………………………………………………………………….. 
 
74 
Figura 2.8 Sistema de coordenadas…………………………………………………. 78 
Capítulo 3 
Figura 3.1 Metodología para revisión de espesores mediante del oleogasoducto 
marino.......................................................................................................................... 
 
86 
Figura 3.2 Metodología para solución del caso de estudio mediante el programa 
CAESAR II…………………………………………………………………………. 
101 
Figura 3.3 Isométrico de la tubería cuello de ganso salida dela plataforma 
Kambesah…………………………………………………………………………… 
 
102 
Figura 3.4 Isométrico en elevación del ducto ascendente salida de la plataforma 
Kambesah…………………………………………………………………………… 
103 
Figura 3.5 Interconexión curva de expansión y línea regular hacia Kutz-TA……… 105 
Figura 3.6 Línea regular del oleogasoducto de 20” hacia Kutz-TA……………… 105 
Figura 3.7 Línea regular de 20” llegada a PP-Kutz-TA…………………………... 106 
Figura 3.8 Curva de expansión llegada a PP-Kutz-TA……………………………... 106 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XIII 
 
Figura 3.9 Isométrico en elevación del ducto ascendente llegadaa la plataforma 
Kutz-TA……………………………………………………………………………... 
 
107 
Figura 3.10 Isométrico de la tubería cuello de ganso salida de la plataforma 
Kambesah. 
108 
Figura 3.11 Selección del código a emplear………………………………………… 110 
Figura 3.12 Cuello de ganso………………………………………………………… 111 
Figura 3.13 Modelo tridimensional ducto ascendente plataforma Kambesah……… 112 
Figura 3.14 Curva de expansión salida de la plataforma Kambesah………………... 113 
Figura 3.15 Línea regular hacia plataforma Kutz-TA………………………………. 113 
Figura 3.16 Curva de expansión llegada a la plataforma Kutz-TA…………………. 114 
Figura 3.17 Modelo tridimensional ducto ascendente llegada a la plataforma 
Kutz-TA……………………………………………………………………………... 
 
115 
Figura 3.18 Modelo de la tubería cuello de ganso plataforma Kutz-TA……………. 116 
Figura 3.19 Desplazamientos generados por a) carga de prueba hidrostática, 
b) cargas operacionales (Peso + Temperatura + presión)…………………………... 
 
119 
Figura 3.20. Desplazamientos generados por c) carga ocasional (OPE+WIN1 en X), 
d) carga ocasional (OPE+WIN2 en Z)……………………………………………………… 
 
120 
Figura 3.21. Desplazamientos generados por e) Sostenida (W+P1) + sismo (U1) 
en dirección X……………………………………………………………………… 
 
121 
Figura 3.22 Teoría de onda de 5° orden función de Stream………………………... 123 
Figura 3.23 Desplazamientos generados debido a cargas por, f) Prueba hidrostática 
(WW+HP), g) operacional (W+D1+T1+P1)………………………………………. 
 
124 
Figura 3.24 Desplazamientos generados debido a cargas, h) Sostenida (W+P1), 
i) Ocasional (W+T1+P1+WAV1)…………………………………………………... 
 
125 
Figura 3.25 Desplazamientos generados debido a cargas, j) Ocasional 
(W+T1+P1+WAV2)………………………………………………………………… 
 
126 
Figura 3.26 Imagen del fondo marino derivado de los datos de la ecosonda 
multibeam en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA……………………………… 
 
127 
Figura 3.27 Mosaico marino derivado de los datos del sistema de sonar de barrido 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XIV 
 
lateral en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA…………………………………... 128 
Figura. 3.28 Datos de perfilador somero que muestran condiciones estratigráficas 
someras en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA………………………………… 
 
129 
Figura 3.29 Datos de perfilador somero que muestran condiciones estratigráficas 
someras en el corredor KAMBESAH a KUTZ-TA………………………………… 
 
129 
Figura 3.30 Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)……….. 131 
Figura 3.31 Desplazamientos causados por carga sostenida (W+P1)………………. 131 
Figura. 3.32 Desplazamientos causados por carga ocasional (W+P1+U1)………….. 131 
Figura 3.33 Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)….......... 132 
Figura 3.34 Desplazamientos causados por carga ocasional, OPE (W+P1) + carga 
sísmica (U1) en dirección +X……………………………………………………….. 
 
132 
Figura 3.35. Desplazamientos causados por carga operacional (W+T1+P1)………. 133 
Figura 3.36 Desplazamientos causados por carga sostenida (W+P1) en la curva de 
expansión……………………………………………………………………………. 
 
133 
Figura 3.37 Desplazamientos causados por carga ocasional (W+P1+U1)………….. 133 
Figura 3.38 Desplazamientos generados debido a cargas por, a) Prueba hidrostática 
(WW+HP),b) operacional (W+T1+P1)……………………………………………... 
 
134 
Figura 3.39 Desplazamientos generados debido a cargas, c) Sostenida (W+P1), 
d) Ocasional (W+T1+P1+WAV2)………………………………………………….. 
 
135 
Figura 3.40 Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas, 
a) prueba hidrostática (WW+HP), b) carga operacional (W+T1+P1)……………… 
 
136 
Figura 3.41 Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas 
a) Sostenida (W+P1), b) Sostenida + viento (WIN2) en dirección Z………………. 
 
137 
Figura 3.42 Desplazamientos generados por las combinaciones de cargas, 
e) Sostenida (W+P1) + sismo (U1) en dirección X………………………………... 
 
138 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XV 
 
Índice de Tablas 
 Página 
Capítulo 1 
Tabla 1.1 Categorías de seguridad y servicio para líneas submarinas que 
transportan gases inflamables y/o tóxicos…………………………………………... 
 
23 
Tabla1.2. Categorías de seguridad y servicio para líneas submarinas que 
transportan líquidos inflamables y/o tóxicos………………………………………... 
 
23 
Tabla 1.3. Códigos y especificaciones de tuberías………………………………….. 27 
Tabla 1.4 Coordenadas de la ruta del oleogasoducto de 20”…………………….. 28 
Tabla 1.5 Condiciones de operación del Oleogasoducto de 20”…………………. 29 
Tabla 1.6 Condiciones de diseño del Oleogasoducto de 20”……………………. 29 
Capítulo 2 
Tabla 2.1 Factores de diseño para tuberías costa afuera, tuberías de plataforma y 
ducto ascendente…………………………………………………………………….. 
 
49 
Tabla 2.2 Factores para diseño por presión interna…………………………………. 58 
Tabla 2.3 Factores por temperatura para tuberías de acero…………………………. 58 
Tabla 2.4 Porcentaje de tolerancia por fabricación en el espesor de pared…………. 59 
Tabla 2.5 Factores de Importancia para Cargas de Viento………………………….. 63 
Tabla 2.6 Constantes de categoría de exposición…………………………………… 64 
Tabla 2.7 Datos numéricos del espectro de aceleraciones para un periodo de 
retorno de 200 años y un coeficiente de amortiguamiento critico de 5%................... 
67 
Tabla 2.8 Factores de resistencia (RSR) mínimo requerido para análisis a nivel 
ductilidad (Diseño)………………………………………………………………….. 
67 
Capítulo 3 
Tabla 3.1 Soporteria del caso 1……………………………………………………… 104 
Tabla 3.2 Soporteria del caso 2………………………………………………………. 109 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XVI 
 
Tabla 3.3 Parámetros de diseño y propiedades del material…………………………. 110 
Tabla 3.4 Datos hidrodinámicos…………………………………………………….. 122 
Tabla 3.5 Desplazamientos considerados en el análisis…………………………….. 124 
Capítulo 4 
Tabla 4.1 Resultados del espesor de pared calculados mediante los diferentes 
códigos………………………………………………………………………………. 
141 
Tabla 4.2 Esfuerzos máximos presentes por prueba hidrostática................................ 142 
Tabla 4.3 Esfuerzos máximos presentes por cargas operacionales…………………. 
142 
Tabla 4.4. Esfuerzos máximos presentes por cargas sostenidas……......................... 143 
Tabla 4.5. Esfuerzos máximos presentes por cargas ocasionales por viento en 
dirección X, Z y a 45°………………………………………………………………. 
143 
Tabla 4.6. Esfuerzos máximos presentes por cargas ocasionales por sismo en 
dirección X, y Z……………………………………………………………………... 
144 
Tabla 4.7. Esfuerzos máximos presentes por cargas combinadas operacional 
+ viento……………………………………………………………………………… 
144 
Tabla 4.8. Esfuerzos máximos presentes por cargas combinadas sostenida + sismo. 145 
Tabla 4.9. Esfuerzos generados en el ducto ascendente…………………………….. 147 
Tabla 4.10. Esfuerzos máximos presentes por carga operacional…………………... 148 
Tabla 4.11. Esfuerzos máximos presentes por carga sostenida……………………... 148 
Tabla 4.12. Esfuerzos máximos presentes por combinación de cargas (SUS+OCC). 148 
Tabla 4.13. Esfuerzos máximos presentes por combinación de cargas (SUS+OCC). 149 
Tabla 4.14. Esfuerzos máximos presentes por combinación de cargas (SUS+OCC). 149 
Tabla 4.15 Esfuerzos máximos presentes por cargas de operación………………… 150 
Tabla 4.16. Esfuerzos máximos presentes por cargas sostenidas…………………… 150 
Tabla 4.17 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……… 150 
Tabla 4.18 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……… 151 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XVII 
 
Tabla 4.19 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……… 151 
Tabla 4.20. Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC)……... 151 
Tabla 4.21 Esfuerzos máximos presentespor carga combinada (SUS+OCC)……… 152 
Tabla 4.23 Esfuerzos máximos presentes por carga combinada (SUS+OCC) 
Tr-100……………………………………………………………………………….. 
152 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XVIII 
 
SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS 
API American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo) 
ASME American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de 
Ingenieros Mecánicos. 
 
CSS Categoría de seguridad y servicio 
ASTM American Society of Testing Materials (Sociedad Americana de Pruebas de 
Materiales). 
 
MBCPED Miles de barriles de crudo pesado equivalente diario. 
MBD Miles de barriles diarios 
MMB Millones de barriles 
MBPCED Miles de barriles de petróleo crudo equivalente 
MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente. 
MMMpc Miles de millones depies cúbicos 
MMpcd Millones de pies cúbicos diarios 
NMM Nivel Medio del Mar. 
PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 
NRF Norma de referencia 
SMTS Specified Minimun Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Último 
Mínimo Especificado del Tubo), en N/mm
2
 (lb/pulg
2
). 
 
SMYS Specified Minimun Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo 
Especificado dela Tubería), en N/mm
2
 (lb/pulg
2
). 
 
h Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, N/mm
2
 (lb/pulg
2
). 
l Esfuerzo Longitudinal, N/mm
2
 (lb/pulg
2
). 
 Esfuerzo cortante, N/mm
2
 (lb/pulg
2
). 
° Grados 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XIX 
 
 Diámetro exterior de la tubería, mm (pulg). 
CD Coeficiente de Arrastre 
CM Coeficiente de Inercia 
CI Coeficiente de Levantamiento 
F Fricción del suelo Tubería 
 Densidad del agua de mar 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XX 
 
GLOSARIO 
Abrazaderas: Accesorio que sirve para soportar el ducto ascendente a la pierna de la 
plataforma 
Abrazadera ancla: Accesorio que proporciona restricciones totales en cuanto a 
desplazamientos y giros en el ducto ascendente. 
Abrazadera guía: Accesorio que no proporciona restricción al desplazamiento en el eje 
longitudinal del ducto ascendente. 
Claro libre: Tramo o longitud de tubería que no se encuentra soportado por elementos que 
restrinjan su movimiento o por el suelo marino. 
Cruce submarino: Lugar donde dos ductos marinos se cruzan en su ruta. 
Curva de expansión: Tramo de tubería que conecta al ducto ascendente con la línea 
regular, cuya función es la de absorber desplazamientos producto de la expansión y 
movimientos de la plataforma. 
Defensa: Estructura que se fija a la plataforma y protege al ducto ascendente contra 
impactos. 
Diablo: Dispositivo o equipo que es insertado en el ducto para realizar funciones de 
limpieza e inspección del mismo 
Ducto o línea: Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas, 
accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, entre otros, sujeto a presión y por 
medio del cual se transportan hidrocarburos (liquido o gases) y otros fluidos. 
Ducto ascendente: Tramo de tubería que se conecta a la trampa de diablos o tubería de 
cubierta con la curva de expansión. 
Esfuerzo de cedencia mínimo especificado (SMYS): Es la resistencia a la cedencia mínima 
indicada por las especificaciones del fabricante dela tubería, en N/mm
2
 (lb/pulg
2
). 
Esfuerzo de tensión último mínimo especificado (SMTS): Es la resistencia última a la 
tensión indicada por las especificaciones del fabricante de la tubería, en N/mm
2
 (lb/pulg
2
). 
Fase de instalación: Es el periodo de tiempo comprendido desde el tendido de la línea 
submarina hasta el inicio del transporte de fluido. 
Fase de operación: Es el periodo de tiempo comprendido desde el inicio de transporte del 
fluido hasta el final de la vida útil de la línea submarina. 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXI 
 
Junta aislante: Accesorio que sirve para aislar eléctricamente a la tubería aérea de la 
sumergida 
Línea regular: Sección de tubería comprendida entre la curvas de expansión. 
Línea restringida: Tubería en la cual el suelo o los soportes restringen el desplazamiento 
axial o lateral de ésta. Cualquier tramo enterrado se considera línea restringida. El ducto 
ascendente y la curva de expansión no se consideran líneas restringidas. 
Pandeo global: Modo de pandeo que afecta una longitud determinada de la tubería, 
normalmente incluye varias uniones soldadas y no implica deformaciones de la sección 
transversal dela tubería. 
Presión de diseño: presión interna a la que se diseña e ducto y es igual a 1.1 veces la 
presión de operación máxima. 
Presión de operación máxima: es la presión máxima a la que se espera que un ducto sea 
sometido durante su operación. 
Presión hidrostática: Es la por efecto de la columna hidrostática de agua medida desde el 
lecho marino al nivel medio del mar, más el material de relleno sobre la tubería, en el caso 
de ductos enterrados. 
Presión hidrodinámica: Es la presión por efecto de la columna de agua correspondiente a 
las condiciones hidrodinámicas de marea más el 70% de la columna hidrodinámica de agua 
debido al oleaje asociado al periodo de recurrencia del diseño aceptado. 
Presión externa (Pext). Es la suma de la presión hidrostática más la presión hidrodinámica. 
Presión interna (Pint): Es la presión generada por las paredes internas dela tubería por 
efecto del fluido transportado. 
Presión de propagación (Pp). Es la capacidad característica para continuar una 
propagación de pandeo a lo largo de la tubería. 
Tubería de cubierta: Tubería localizada en la cubierta de la plataforma a partir de la trampa 
de diablos o dela primera válvula de bloqueo sobre cubierta. 
Trampa de diablos (Lanzador/Recibidor): Equipo para fines de envío o recibo de diablos. 
 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXII 
 
 OBJETIVOS 
Evaluar la integridad estructural del oleogasoducto de 20” x 7.0 kilómetros 
aproximadamente, que sale de la plataforma KAMBESAH hacia la plataforma KUTZ-TA 
en la zonda de Campeche del Golfo de México, bajo las condiciones climatológicas 
imperantes en la zona. En función a lo planteado el análisis numérico se realizará 
empleando el programa de tuberías CAESAR II Ver 5.1, el cual permite determinar los 
esfuerzos en el oleogasoducto, y servirá para determinar en el análisis las cargas de prueba 
hidrostática, operación, sostenidas y ocasionales. 
 
Objetivos Específicos 
1) Verificar el espesor mínimo requerido del ducto ascendente bajo los efectos de 
presión interna (Pi), presión externa (Pe), y propagación de pandeo (Pp). 
 
2) Analizar los esfuerzos presentes en la tubería sobre cubierta (cuello de ganso), ducto 
ascendente y curva de expansión de 20” a instalarse en la plataforma 
KAMBESAH en el Golfo de México, con un tirante de agua de 45.800 metros. Se 
evaluarán cargas estáticas y las condiciones de viento y oleaje bajo las tormentas 
(Tr-10 años, Tr-100 años) [1], empleando un programa con base en el método del 
elemento finito. 
 
3) Establecer el correcto lineamiento de análisis de esfuerzos en un oleogasoducto 
submarino de 20” (línea regular), material L-360 (X-52), con un espesor de 0.469 
pulgadas, que será instalado desde la plaforma KAMBESAH hasta la plataforma 
PP-KUTZ-TA; evaluando el sistema con las condiciones geológicas del reporte 
emitido del corredor marino donde será instalado dicho oleogasoducto. 
 
4) Analizar los esfuerzos presentes en la tubería sobre cubierta (cuello de ganso), ducto 
ascendente y curva de expansión de 20” a instalarse en la plataforma KUTZ-TA 
en el Golfo de México, con un tirante de agua de 49.000 metros. Se evaluarán 
cargas estáticas y las condiciones de viento y oleaje bajo las tormentas (Tr-10 años, 
Tr-100 años).MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXIII 
 
JUSTIFICACIÓN 
Las metas en México por parte de Petróleos Mexicanos (PEMEX) es aumentar la 
producción de crudo de 2,576 MMbd
1
 a 2,675 MMbd para el 2014, además de alcanzar 
una tasa de restitución de reservas 1P
2
 de 100% a partir del 2012, incorporar producción 
proveniente de nuevos descubrimientos a partir del 2013, incluyendo la producción de gas 
procedente de aguas profundas en 2015. [2] 
Los tres objetivos fundamentales de la estrategia nacional de energía que se asocian 
directamente con el eje rector de seguridad energética son: "Restituir reservas, revertir la 
declinación de la producción de crudo y mantener la producción de gas natural". Este 
objetivo impacta las metas exploratorias de Petróleos Mexicanos y en particular las de la 
cuenca del Golfo de México Profundo, motivo por el cual, PEMEX Exploración y 
Producción, (PEP), ha establecido una estrategia exploratoria que permitirá evaluar el 
potencial petrolero estimado en 29 mil 500 millones de petróleo crudo equivalente y que 
representa más del 50 por ciento del total de los recursos prospectivos del país [3]. 
Con el propósito de restituir reservas fue descubierto en agosto de 2008, el campo de 
KAMBESAH. Este se ubica al sur del campo KUTZ y al noreste del campo IXTOC en la 
sonda de Campeche; se espera que la producción máxima alcance los 13 mil 700 barriles de 
crudo diarios y los 9.3 Mpcd
3
 de gas natural, con una reserva estimada en los 24 millones 
de barriles [4]. 
Derivado de lo anterior y con la finalidad de optimizar las condiciones de operación y 
transporte de hidrocarburo en el campo KAMBESAH, localizado en la sonda de Campeche, 
PEMEX Exploración y producción (PEP), construirá tres ductos marinos.Uno de ellos es 
un Oleogasoducto de 20” x 7.0 km de longitud, que saldrá desde cubierta de la 
plataforma de perforación KAMBESAH, hacia la plataforma KUTZ-TA, el cual es el 
objeto de nuestra investigación. 
En este trabajo se analizarán los esfuerzos presentes en el Oleogasoducto submarino, así 
como los requisitos mínimos en el análisis del ducto [1, 5], a fin de garantizar su integridad 
ante diferentes efectos mecánicos e hidrodinámicos, con el propósito de reducir la 
posibilidad de la pérdida de vidas humanas, daño ecológico, pérdidas económicas y daño 
físico de las instalaciones durante su vida útil. 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXIV 
 
En la actualidad el diseño de ingeniería exige que cumpla con condiciones de operación 
cada vez más críticas, de ahí la necesidad de contar con métodos de análisis más exactos, y 
que involucren el mayor número de parámetros. 
En los años recientes el Método del Elemento Finito (MEF), es una herramienta de cálculo 
primordial, el cual se emplea en soluciones de diversos tipos en problemas de ingeniería, 
debido a las múltiples ventajas que ofrece. En este trabajo el sistema a analizar está 
compuesto por un gran número de elementos de tubería, lo que implica una formulación 
matricial con un manejo de elevado número de datos, por esta razón se utilizará un 
programa de computo para analizar esfuerzos. 
De tal manera el presente trabajo se realizará de forma numérica mediante el apoyo de un 
programa para análisis estructural de tuberías, denominado CAESAR II Ver. 5.1, el cual 
utiliza elemento finitotridimensional ensamblado y conectado por nodos, para la solución 
de este tipo de sistemas, debido a lo complejo que resultaría hacerlo manualmente hemos 
seleccionado esta manera de solución. 
Debido a la veracidad de la información a utilizar [6], el análisis propuesto cuenta con los 
requerimientos y acorde con la preparación de ingenieros especialistas para materializar el 
agresivo programa de infraestructura, así como propiciar el desarrollo tecnológico 
acelerado para estar en condiciones de enfrentar los retos y demandas que el país necesita 
en el sector energético y mirando hacia la intensificación de la investigación aplicada en 
aguas profundas. 
Los resultados obtenidos se compararan con los valores permisibles de esfuerzos 
estipulados en código ASME B31.8, capitulo VIII, en el cual se apoya el diseño del 
oleogasoducto submarino. 
En la sección de Posgrado de ESIME Zacatenco, se han realizado numerosos trabajos de 
análisis de esfuerzos; en el ámbito costa afuera y en particular una línea submarina aún no 
se ha realizado; solo se ha realizado el análisis de esfuerzos estáticos de un nodo de seis 
elementos de la subestructura (jacked) de una plataforma de producción tipo octópodo fija 
PB-KU-S, siendo el autor de esta última el ingeniero Rafael Carrera Espinoza [7]. 
Además del análisis del comportamiento mecánico de una línea de transporte de vapor ante 
la presencia de esfuerzos generados por cargas sísmicas y de viento, siendo el autor el 
ingeniero Nefi David Pava Chipol [8]. 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA XXV 
 
_____________________________________ 
1
 Millones de barriles diarios 
2
 Cantidades estimadas de aceite, crudo, gas natural y líquidos del gas natural mediante datos 
geológicos que demuestran la certidumbre que serán recuperados en años futuros. 
3
 Millones de pies cúbicos diarios 
 
 
REFERENCIAS 
 
[1] Norma PEMEX No. NRF-013-PEMEX-2009, “Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de 
México”. 
[2] http://www.ri.pemex.com/files/content/Pemex_Outlook_E_20110901_Inversionistas_ri.pdf 
[3] http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=145&catID=14223 
[4] http://www.bnamericas.com/news/petroleoygas/Pemex_apunta_a_produccion_maxima_de13,700b_d_en_ 
campo_Kambesah 
[5] Código ASME B.31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping System”, 2007. 
[6] http://www.pemex.com, disponible en: 
http://www.pep.pemex.com/Licitaciones/Lists/LISTA/DispForm.aspx?ID=321&Source=http%3A
%2F%2Fwww%2Epep%2Epemex%2Ecom%2FLicitaciones%2FPaginas%2Flicitaciones%5Fen%5
Fconcluidas%2Easpx 
[7] Rafael Carrera Espinoza, “Análisis de esfuerzos estáticos de un nodo de seis elementos de la 
subestructura (jacked) de una plataforma de producción tipo octópodo fija PB-KU-S”, México 
2007. 
[8] Nefi David Pava Chipol, “Análisis del comportamiento mecánico de una línea de 
transporte de vapor ante la presencia de esfuerzos generados por cargas sísmicas y de 
viento”, México 2012. 
 
 
 
 
http://www.pemex.com/
http://www.pep.pemex.com/Licitaciones/Lists/LISTA/DispForm.aspx?ID=321&Source=http%3A%2F%2Fwww%2Epep%2Epemex%2Ecom%2FLicitaciones%2FPaginas%2Flicitaciones%5Fen%5Fconcluidas%2Easpx
http://www.pep.pemex.com/Licitaciones/Lists/LISTA/DispForm.aspx?ID=321&Source=http%3A%2F%2Fwww%2Epep%2Epemex%2Ecom%2FLicitaciones%2FPaginas%2Flicitaciones%5Fen%5Fconcluidas%2Easpx
http://www.pep.pemex.com/Licitaciones/Lists/LISTA/DispForm.aspx?ID=321&Source=http%3A%2F%2Fwww%2Epep%2Epemex%2Ecom%2FLicitaciones%2FPaginas%2Flicitaciones%5Fen%5Fconcluidas%2Easpx
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 1 
 
Introducción 
 
Por medio de los mantos petrolíferos ubicados en el Golfo de México, los hidrocarburos se 
obtienen mezclados en dos fases (líquido-gas), en los equipos superficiales. Para poder 
incrementar la energía que permita recolectar y transportar estos fluidos a los centros de 
distribución, comercialización, y procesamiento, es necesario contar con los ductos 
submarinos para realizar dichas tareas. 
 
En la industria petrolera, dependiendo del fluido que se trasporta, se les da nombre a los 
ductos. En caso de transportar gas son conocidos como gasoductos, en caso de aceite son 
oleoductos, para transporte de mezcla de gas y aceite es conocido como oleogasoductos. 
Cuando se transporte nitrógeno se le conoce como nitrogenoducto y para mover gasolinas 
se requieren gasolinoductos. 
 
Aún con la madurez alcanzada en las diferentes cuencas productoras de México, la 
exploración sigue aportando nuevos yacimientos tan diversos en su composición, como loscrudos pesados y el gas natural no asociado. Durante 2010 la exploración reflejó resultados 
tangibles para Petróleos Mexicanos, logrando incorporación de reservas originales totales o 
3P de 1,437.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente [1]. 
 
Dentro de la región marina Noreste, se centra el alcance de nuestro trabajo. 
Geográficamente, se localiza en el Suroeste de la República Mexicana, en aguas 
territoriales nacionales, frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana 
Roo. Abarca una superficie aproximada de 166,000 kilómetros cuadrados e incluye parte de 
la plataforma continental y el talud del Golfo de México. La figura I muestra la localización 
geográfica de la región. [2] 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 2 
 
 
Figura I. Región marina Noreste [3] 
La región Marina Noreste está constituida por los campos activos integrales: Cantarell y 
Ku-Maloob-Zaap. Uno de los objetivos estratégicos de PEMEX es la incorporación de 
volúmenes de hidrocarburos orientados a restituir la producción de los yacimientos 
existentes mediante adiciones exploratorias [2]; Durante 2010, resultó exitosa al 
descubrirse el campo Utsil, además de incorporarse volúmenes adicionales en campos 
existentes. Del mismo modo, ha permitido colocar al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap 
como el primer productor a nivel nacional [3]. 
 
Actualmente la región administra 28 campos con reservas remanentes, 14 de los cuales 
registran, al 1 de enero del 2011, producción: 9 campos en Cantarell y 5 campos en Ku-
Maloob-Zaap, con una producción anual durante el año 2010 de 510.0 millones de barriles 
de aceite y 578.0 millones de pies cúbicos de gas natural, lo que significó aportar 54.2 % y 
22.6 % de la producción nacional de aceite y gas, respectivamente [3]. 
 
Los campos que no se encuentran en explotación al 1 de enero del 2011 son Kambesah y 
Uán en Cantarell y Ayatsil, Baksha, Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tekel, Tson, 
Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap. 
 
En el campo Kambesah surge el alcance del presente trabajo. Se localiza en aguas 
territoriales del Golfo de México, como se muestra en la Figura II. También está 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 3 
 
aproximadamente a 92 kilómetros al Noreste de Ciudad del Carmen, Campeche, al 
Occidente de la Plataforma de Yucatán y 5.3 kilómetros al Noreste del campo Ixtoc, en un 
tirante de agua de 55 metros. El pozo Kambesah-1 descubrió un yacimiento de aceite 
ligero de 309 grados API, en aguas someras del Golfo de México, dentro de rocas de edad 
Cretácico Superior (Brecha) [4]. 
 
 
Figura II. Campo Kambesah en el Golfo de México [4]. 
 
La producción de Kambesah se enviará mediante un oleogasoducto de 20” x 7.0 km, a la 
plataforma Kutz-TA, y de ahí a la plataforma Akal-TJ, de tal manera que el objetivo 
general de esta tesis es evaluar la integridad estructural del oleogasoducto de 20” x 7.0 
kilómetros de longitud aproximadamente. 
 
Los conocimientos y habilidades así como la experiencia de los especialistas se combinan 
con la infraestructura tecnológica de cálculo y diseño, las prácticas de ingeniería, códigos, 
estándares, normas y procedimientos de trabajo para generar especificaciones de equipos y 
materiales, planos y otros documentos de ingeniería de detalle indispensables para la 
ejecución de los proyectos e instalaciones costa afuera. 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 4 
 
Un aspecto importante que debe considerarse durante la etapa de ingeniería, tomando en 
consideración que las tuberías representan aproximadamente el 50% del equipo necesario 
para realizar el proceso y operación de una plataforma petrolera, es el que se refiere al 
análisis de flexibilidad y esfuerzos en un sistema de tuberías. 
 
El análisis de esfuerzos de un sistema de tuberías en instalaciones petroleras implican el 
cumplimiento simultáneo de diversas condiciones tanto estructural, de proceso, y de 
operación, esto, se logra mediante un proceso de análisis iterativo, sin llegar precisamente a 
una optimización, el cual se suspende cuando se satisfacen las limitaciones y restricciones 
impuestas. Para lograr lo anterior, es preciso que el especialista en el análisis adquiera una 
experiencia, destreza y conocimientos sólidos sobre comportamiento estructural de sistemas 
de tuberías. 
 
Así, actualmente para el análisis de flexibilidad y esfuerzos de ductos se dispone de 
diversos programas de cómputo, algunos más completos que otros, que se apoyan en bases 
de datos y que algunos cuentan con interfaces con los sistemas CAD. 
 
Las técnicas y metodologías de análisis que utilizan los diversos programas de cómputo son 
prácticamente las mismas, pues se basan en el método de rigidez, y tienen la capacidad de 
incluir ciertos efectos especiales y, muy importantes, que muchas veces tienen gran 
influencia en el comportamiento de sistemas de tuberías críticos, tales como: la flexibilidad 
de las boquillas y del equipo, la flexibilidad de apoyos y soportes, la flexibilidad de 
intersecciones entre tuberías, la fricción de apoyos. Y las condiciones ambientales tales 
como la acción del viento, oleaje, y los eventos sísmicos. 
 
Hay poca investigación publicada directamente aplicable a los efectos del viento sobre 
estructuras comunes a las instalaciones de proceso industrial. La práctica actual, en gran 
parte del mundo para la estimación de cargas de viento sobre estructuras petroquímicas, se 
encuentran en la guía publicada por ASCE [5], “Cargas de viento y pernos de anclaje para 
el diseño para instalaciones petroquímicas” (1997). Este documento está destinado a ser 
utilizado como un compañero de ASCE 7 [6], y como tal, proporciona coeficientes de 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 5 
 
fuerza y referencia de áreas para bastidores de tubos, bandejas de cables, marcos abiertos, 
recipientes verticales, horizontales, y esféricos. 
 
Por lo anterior, el análisis de esfuerzos del oleogasoducto objeto de este trabajo se realizará 
con un programa de cómputo reconocido a nivel internacional como es el CAESAR II ver. 
5.1 [7]. El trabajo de estudio se estructuró en cuatro capítulos descritos a continuación. 
 
Capítulo 1 “Generalidades sobre sistemas marinos de producción de crudo y gas”, donde se 
presenta una breve descripción de la historia de las tuberías, antecedentes del petróleo, así 
como la infraestructura con la que cuenta Petróleos Mexicanos (PEMEX), sus regiones 
geográficas y el futuro energético en nuestro país. Además de presentar el caso de estudio y 
justificación de este trabajo. 
 
Capítulo 2 “Análisis de esfuerzos en sistemas de tuberías marinas”, se indican las 
consideraciones sobre el diseño de tuberías, clasificación de cargas, tipos de esfuerzos 
presentes en un ducto marino, teorías de falla, efectos mecánicos y los fundamentos de 
cargas ambientales como el viento y sismo, además efectos hidrodinámicos. También se 
hace mención de elementos finitos aplicables en tuberías. 
 
Capítulo 3 “Análisis de esfuerzos en oleogasoducto de 20” x 7.0 km de la plataforma 
Kambesah hacia la plataforma Kutz-TA”, se realiza la verificación del espesor mínimo 
requerido de acuerdo a las normas vigentes, al igual que el análisis de esfuerzos a lo largo 
del oleogasoducto mediante un análisis numérico y modelado con el apoyo del programa 
CAESAR II, ver.5.1. 
 
Capítulo 4 “Evaluación de resultados”, se exponen y se analizan los resultados obtenidos 
en los diferentes casos de carga aplicados. 
 
Finalmente se presentan conclusiones y recomendaciones para trabajos futuros. 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 6 
 
Referencias 
 
[1] Las reservas de hidrocarburos de México, evaluación al 1 de Enero de 2011. p-33 
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=134&catID=12201#2011 
 [2] Las reservas de hidrocarburosde México, evaluación al 1 de Enero de 2011. p-59 
http://www.pemex.com/index.cfm?action=mapa 
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=134&catID=12201#2011 
[3] Las reservas de hidrocarburos de México, evaluación al 1 de Enero de 2011. p-60 
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=134&catID=12201#2011 
[4] Descubrimientos Petróleos Mexicanos, comunicación social, 2009. 
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=145&catID=13282&content
ID=20931&media=pdf 
[5] Sociedad Americana de Ingenieros Civiles (ASCE), “cargas de viento y pernos de 
anclaje para el diseño para instalaciones petroquímicas”, 1997 
[6] American Society of Civil Engineers (ASCE), “Minimun Design Loads for Buildings 
and Other Structures”, 2005. 
[7] Programa para análisis de esfuerzos en tuberías CAESAR II, COADE Inc. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=134&catID=12201#2011
http://www.pemex.com/index.cfm?action=mapa
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=134&catID=12201#2011
http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=134&catID=12201#2011
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=145&catID=13282&contentID=20931&media=pdf
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=145&catID=13282&contentID=20931&media=pdf
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 7 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“GENERALIDADES SOBRE SISTEMAS 
MARINOS DE PRODUCCIÓN DE 
CRUDO Y GAS EN MÉXICO” 
CAPÍTULO 1 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 8 
 
1.1 BREVE HISTORIA DE LAS TUBERÍAS 
 
Nuestros antepasados usaban tubos de madera y de arcilla hace muchos siglos; los chinos 
utilizaron tubos de bambú para distribuir el gas natural a su capital, Pekín, ya en el año 400 
A.C. y 1000 años atrás, las mujeres iraquíes obligaron a sus maridos a construir acueductos 
para llevar agua de los pozos. Los romanos usaban tuberías de plomo para distribuir el agua 
a las ciudades altamente desarrolladas en el año 500 A.C. 
 
El uso de tuberías de acero o de hierro comenzó en el Reino Unido en 1820. Al mismo 
tiempo (1821), ahuecando troncos, se utilizaron en los Estados Unidos, para el transporte de 
gas natural, pero no fue hasta 1843 que la tubería de hierro se utilizó para reducir los 
peligros obvios. La industria del petróleo y del gas comenzó a usar tuberías de acero en 
E.U. a mediados del año 1800. En aquellos días el petróleo se transportaba en barriles en 
los ríos por las barcazas tiradas por caballos; esto era peligroso, debido a las disputas de 
tiempo y mano de obra, lo que a menudo interrumpía el flujo. 
 
En 1879, un oleoducto de 173 kilómetros, de 6 pulgadas de diámetro, fue construido en 
Pennsylvania para transportar petróleo crudo, a los vehículos cisterna para el mercado de 
Nueva York. Inicialmente, todos los tubos de acero utilizados tenían que ser de juntas 
roscadas. Esto fue difícil de realizar en tubos grandes, ya que eran susceptibles de fugas a 
alta presión. La aplicación de soldadura para unir tubos en la década de 1920 hizo posible 
la construcción a prueba de fugas de alta presión en tuberías de gran diámetro. 
 
Tuberías de larga distancia fueron una innovación en los E.U. en la década de 1940, debido 
a las demandas de energía provocada por la segunda guerra mundial. Ahora la mayoría de 
los países del mundo tienen un sistema de tuberías de transmisión. 
 
El empleo del transporte de hidrocarburos y derivados a través de ductos, es reconocido 
como una alternativa segura, económica en la industria petrolera, bien en actividades de 
tierra o en el mar. No obstante, requiere montos de inversión inicial considerables y 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 9 
 
erogaciones constantes para su mantenimiento y supervisión de las condiciones físicas y 
mecánicas constantes para su mantenimiento. 
 
Los ductos pueden estar enterrados, de manera subaérea o sumergidos y ser de recolección 
o transporte. Se clasifican de acuerdo al producto que transportan en oleoductos, 
gasoductos y poliductos. El desarrollo de nuevos proyectos de construcción de ductos en el 
mundo se hace compleja, básicamente por los siguientes factores: (i). Dificultades técnicas 
enfrentadas para realizar los tendidos, algunos de los cuales se llevan a cabo en el mar o 
requieran evitar zonas accesibles; (ii). Complicaciones por derecho de vía; (iii). Temores 
asociados a las consecuencias de posibles accidentes, y, derivado de los anteriores; 
(iv). Mayores costos de construcción, administración y mantenimiento. 
 
En general, los retos de la industria mundial de ductos se enfocan a reducir los costos por 
unidad transportada, incrementar la capacidad de los volúmenes manejados, además de 
instrumentar medidas para aumentar la seguridad en la operación. Se presentan además 
complicaciones cuando los ductos se ubican en zonas ahora pobladas o en ambientes 
marinos, estos últimos por la dinámica de las cargas a las que están sujetos los ductos por el 
efecto de las corrientes submarinas y movimientos de suelos. 
 
En cualquier empresa de la industria petrolera, el sistema de transporte, almacenamiento y 
distribución es parte vital de la cadena; En México Petróleos Mexicanos, extiende las redes 
de transporte y almacenamiento por todo el territorio nacional. Los campos, bosques, 
selvas, desiertos, mares, playas, ríos, lagunas, poblaciones y ciudades, se convierten en el 
campo de operación que permite el abasto oportuno. 
 
La estructura de transporte de hidrocarburos por ducto a cargo de PEMEX, está 
conformado por 59,913 kilómetros, de los cuales 39,882 (67%) son de transporte en 
operación que varían desde 4” hasta 48” de diámetro. En el caso de PEMEX refinación, 
cuenta con 5,199 km de oleoductos para suministro de crudo a seis refinerías y 8,983 km de 
poliductos para transporte de refinados a terminales de almacenamiento. 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 10 
 
Por otro lado PEMEX gas posee una estructura integrada de 9,032 km de gasoductos, 
3,118 km de ductos de gas LP y petroquímica básica, 498 km de ductos petroquímicos 
secundarios, en tanto Pemex Exploración y Producción tiene 12,293 km de vías de 
transporte, entre los que se encuentran las marinas y 18,002 km de descarga y producción 
de pozos. [1.1] 
 
1.2 HIDROCARBUROS 
 
Son compuestos orgánicos formados con un contenido de carbón del (76 a 86%) e 
hidrógeno del (14 a 24%). El hidrocarburo es de tipo orgánico y sedimentario, puede estar 
en estado líquido o gaseoso. En el primer de los casos es un aceite al que también se le 
conoce como crudo y al segundo como gas natural. 
 
Según la teoría más aceptada del origen del petróleo y del gas natural, es el resultado de un 
complejo proceso fisicoquímico en el interior de la Tierra, en el que, debido a la presión y 
las altas temperaturas, se produce la descomposición de enormes cantidades de materia 
orgánica que se convierten en aceite y gas. Esa materia orgánica está compuesta 
fundamentalmente por el fitoplancton y el zooplancton marinos, al igual que por materia 
vegetal y animal, todo lo cual se depositó en el pasado en el fondo de los grandes lagos y en 
el lecho de los mares. 
 
1.3 PETRÓLEO 
 
El petróleo es la fuente de energía más importante de la era moderna, en la actualidad, no 
existe otro recurso natural tan necesario como él para realizar las actividades económicas 
cotidianas, fue descubierto por el norteamericano Edwin Laurentine Drake en 1859; y a la 
fecha el 96% del transporte mundial requiere petróleo. [1.2] 
 
A partir de la expropiación petrolera en 1938 en México, y durante las siguientes tres 
décadas, nuestro país tuvo una producción de hidrocarburos relativamente modesta, 
encaminada a cubrir el consumo interno del país. Duranteese año, se obtuvieron en 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 11 
 
promedio, 106 mil barriles diarios. Diez años más tarde, 163 mil barriles por día y durante 
la década de los sesentas, la producción alcanzó 332 mil barriles diarios, en promedio. [1.3] 
 
Una tendencia de moderado crecimiento en la producción petrolera, con algunos altibajos, 
se mantuvo hasta principios de los setenta. Conforme el país aceleró su proceso de 
urbanización, la demanda por petróleo creció más rápido que la oferta, lo que llevó al país a 
convertirse en un importador neto de petróleo a inicio de los setentas. A finales de los años 
70 y principios de los 80, inicia la explotación de hidrocarburos en el Golfo de México. 
Cantarell, el súper gigante inició producción en 1979 y rápidamente se convirtió en el 
campo más importante de México. 
 
A partir del año 1994, se reactiva la explotación de gas no asociado en la cuenca de Burgos; 
en el año de 2004, Cantarell inició un proceso natural y previsto de declinación. En el 2003 
se reactivaron las inversiones en explotación y en el desarrollo de otros campos, 
Ku-Maloob-Zaap, Crudo ligero Marino, etc. 
 
Al primero de enero de 2010, las reservas probadas de hidrocarburos del país ascienden a 
13 mil 992 millones barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce). De éstas el 74 por 
ciento corresponde a crudo; 9 por ciento a condensados y líquidos de planta; y el 16 por 
ciento a gas seco equivalente a líquido [1.4]. 
 
Del total de reservas probadas, 9 mil 625.9 MMbpce o 69 por ciento son desarrolladas, es 
decir, reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas 
que pueden ser producidas con la infraestructura actual e inversiones moderadas. El 73 por 
ciento de las reservas desarrolladas se ubican en los complejos Cantarell y 
Ku-Maloob-Zaap, así como en los campos Jujo-Tecominoacan, Ixtal, Bolontikú, Caan, 
May y Chuc. Regionalmente, 6 mil 138 MMbpce, equivalentes al 64 por ciento, se ubican 
en los campos de las regiones marinas y 3 mil 487.7 MMbpce, equivalentes al 36 por 
ciento restante, se encuentran en campos de las regiones Norte y Sur. 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 12 
 
Las reservas probadas no desarrolladas, es decir, los volúmenes que requieren de pozos e 
infraestructura adicional para su producción, alcanzan 4 mil 366 MMbpce, que representan 
el 31 por ciento de las reservas probadas. El 53 por ciento de estas reservas se concentran 
en los complejos Ku-Maloob-Zaap y en los campos Jujo-Tecominoacan, Sihil, Tsimin, 
May, Ayatsil y Yaxché. Las regiones marinas concentran 56 por ciento de esta categoría de 
reservas, mientras que las regiones terrestres contienen el restante 44 por ciento [1.4]. 
 
1.4 INFRAESTRUCTURA DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL PAÍS 
 
1.4.1. PEMEX y sus regiones geográficas 
 
En México el organismo encargado de la exploración, explotación, transformación y 
comercialización del petróleo, Petróleos Mexicanos (PEMEX) fue creado por decreto ley el 
7 de junio de 1938. Es un organismo descentralizado con fines productivos, personalidad 
jurídica y patrimonio propio que tiene por objeto realizar las actividades que corresponden 
en exclusiva al estado en el “área estratégica del petróleo, además hidrocarburos y la 
petroquímica básica de acuerdo con la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional en el 
ramo del petróleo y sus reglamentos.” En este contexto Petróleos Mexicanos lleva a cabo la 
exploración, explotación y demás actividades a que se refiere el artículo 2° de la ley de 
Petróleos Mexicanos, y ejerce, conforme a lo dispuesto en este instrumento jurídico, la 
construcción central y dirección estratégica de la industria petrolera. 
 
Pemex Exploración y Producción (PEP) se enfoca principalmente a la exploración y 
explotación del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su 
comercialización de primera mano, se realizan cotidianamente en cuatro regiones 
geográficas que abarcan la totalidad del territorio mexicano (figura 1.1): 
 
 Norte 
 Sur 
 Marina Noreste 
 Marina Suroeste 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 13 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.1. Regiones de exploración y producción PEMEX [1.5] 
 
1.4.2 Región marina Noreste 
 
La región marina noreste se sitúa en la plataforma y talud continental del Golfo de México, 
cuenta con una extensión de 166 mil kilómetros cuadrados de aguas territoriales; está 
constituida por los activos integrales Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, además de un activo 
regional exploratorio. Algunos ductos de transporte se muestran en la figura 1.2 Activo 
KMZ. 
 
1.4.3 Región marina Suroeste 
 
En un área de 352 mil 390 kilómetros cuadrados de aguas territoriales del Golfo de México, 
la región marina Suroeste efectúa la explotación de hidrocarburos a través de un activo 
regional exploratorio y los activos integrales Abratúm-Pol-Chuc y litoral de Tabasco. En la 
figura 1.3 se observan ductos de gas en la región marina Noreste y Suroeste (Cantarell, 
litoral y Abratúm-Pol.) 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 14 
 
 
Figura 1.2. Ductos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, región marina Noreste. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.3 Ductos de transporte de gas, condensados amargos y gas residual en el la región 
marina Suroeste. 
 
 
 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 15 
 
1.4.4 Región Norte 
 
Con una extensión que abarca 25 entidades federativas, la región Norte está conformada 
por tres activos integrales, Burgos, Veracruz y Poza Rica-Altamira y un exploratorio. 
 
1.4.5 Región Sur 
 
La región Sur tiene una superficie aproximada de 390 mil kilómetros cuadrados, y abarca 
parte de los estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, así como la totalidad de Tabasco, 
Campeche, Yucatán, Quintana Roo y Chiapas. Limita al norte con el Golfo de México, al 
sur con el océano Pacífico y al este con el Mar caribe. 
 
Operativamente, está dividida en un activo regional exploratorio y los activos integrales 
Bellota-Jujo, Macuspana, Cinco Presidentes, Samaría-Luna y Muspac. 
 
1.4.6 Instalaciones petroleras 
 
Pemex cuenta actualmente con la siguiente infraestructura en el país [1.6]: 
 
 Pozos en explotación : 7,476 
 Plataformas marinas: 233 
 Refinerías: 6 
 Complejos procesadores de gas: 11 
 Complejos petroquímicos: 8 
 Terminales de almacenamiento y reparto: 77 
 Campos en producción: 405 
 
1.4.7 El transporte de ductos en Pemex en cifras 
 
El transporte y distribución de petróleo crudo, gas y productos derivados constituyen un 
elemento estratégico de las operaciones de la industria petrolera estatal y de su cadena de 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 16 
 
valor, ya que permite abastecer de materia prima a los procesos de transformación 
industrial de las refinerías, complejos procesadores de gas y complejos petroquímicos, así 
como dar salida a sus productos (Figura 1.4). 
 
 
Figura 1.4. Movimiento de crudo y Productos petrolíferos (miles de barriles) [1.7] 
 
1.5 CAMBIOS EN EL DISEÑO DE PLATAFORMAS. 
 
La ubicación de plataformas se inició en el Golfo de México a finales del año de 1940. La 
perforación y producción marina creció en la década de 1960. En el entorno con la 
frontera, donde poco se sabe acerca de los detalles de la altura de las olas y las cargas de 
oleaje. Con base en las prácticas de tierra se extrapolaron con aparente éxito. 
 
Los huracanes Hilda en 1964 y Betsy en 1965 se presentaron por el Golfo de México. El 
resultado fue la considerable pérdida de varias plataformas. La capacidad de los huracanes 
que esta industria había experimentado era evidente, por lo cual era necesaria una 
orientación para su diseño. Tras el huracán Hilda, un grupo de líderes dela industria se 
reunieron para examinar cuestiones relacionadas con la práctica del diseño. Las discusiones 
sobre el periodo de retorno para la altura de diseño de las olas fue uno de las principales 
variaciones considerables de 25 años a 100 años. 
 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 17 
 
A mediados de 80’s, había varios miles de plataformas en Estados Unidos, principalmente 
en el Golfo de México, plataformas de poca profundidad hasta de 1200 pies (365.76 m). El 
enfoque mejoró en la comprensión del medio ambiente, el desempeño estructural en un 
ambiente hostil y los métodos para diseñar de manera más adecuada, construir e instalar 
plataformas en el mar. 
 
La influencia de los terremotos, se centró en un evento en la zona norte de California. La 
mayoría de los ingenieros estaban desconcertados por las imágenes del colapso de la 
autopista Cypress en Oakland. Diseñado para códigos imperantes de 1950 y 1960. Estas 
estructuras no eran rival para las fuerzas de un terremoto. 
 
En la primavera de 1990, una pregunta clave para el desarrollo de un procedimiento de 
evaluación para la industria de plataformas fue hecha: “un número de plataformas se han 
diseñado e instalado con los códigos de 1960, la tecnología costa afuera del sur de 
California. ¿El mismo destino se otorga en estas plataformas similares a las estructuras de 
la autopista Cypress, en caso de un evento similar cerca de plataformas?” 
 
En respuesta a la pregunta el subcomité del API, y en responsabilidad del API RP 2A, se 
propuso a Wilfred Iwan del Instituto de Tecnología de California para encabezar un panel 
de eminentes ingenieros en la evaluación sísmica; El resultado de estas exigencias culminó 
con el informe THIC, del grupo integrado por Carlos Thiel, George Housner, Wilfred Iwan 
y C. Allin Cosnell. Sentaron las bases para no solo evaluar las estructuras en zonas 
sísmicas, si no también para el API. Esto culminó con un trabajo posterior con la emisión 
de la sección 17 como un suplemento a la 20a edición del API RP 2A. El informe THIC se 
publicó en 1992 [1.8]. 
 
1.6 EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN MARINO DE GAS Y CRUDO 
 
1.6.1. Situación actual 
Se encuentra en desarrollo de una estrategia para explorar la cuenca del Golfo de México 
profundo, en donde se estiman un potencial petrolero de 29’500,000 barriles de petróleo 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 18 
 
crudo equivalente y que representa más del 50% del total de los recursos prospectivos del 
país [1.9]. 
 
La estrategia nacional de energía plantea que México, al igual que el resto del mundo, 
enfrenta y deberá resolver fuertes e importantes retos en materia energética. En este 
contexto, la secretaría de energía ha instrumentado una estrategia soportada en tres ejes 
rectores: seguridad energética, sustentabilidad ambiental, eficiencia económica y 
productiva. 
 
Tres de los objetivos fundamentales de la estrategia nacional de energía que se asocian 
directamente con el eje rector de seguridad energética son: "Restituir reservas, revertir la 
declinación de la producción de crudo y mantener la producción de gas natural". Este 
objetivo impacta las metas exploratorias de Petróleos Mexicanos y en particular las de la 
cuenca del Golfo de México Profundo. Figura 1.5 
 
Figura 1.5. Estrategia exploratoria en aguas profundas en el Golfo de México [1.10] 
 
Además, estas actividades han permitido identificar y localizar siete provincias petroleras 
en aguas profundas del Golfo de México, denominadas: Cinturón Plegado Perdido, 
Provincia Salina del Bravo, Cordilleras Mexicanas, Planicie Abisal, Cinturón Plegado de 
Catemaco, Provincia Salina del Istmo y Escarpe de Campeche. De estas, PEMEX 
Exploración y Producción ha enfocado sus esfuerzos primordialmente en seis provincias de 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 19 
 
las cuales, en tres ha logrado probar directamente la presencia de hidrocarburos en el 
subsuelo. 
 
En el área que comprende el Cinturón Plegado de Catemaco y el sur de las Cordilleras 
Mexicanas se descubrió una provincia gasífera con recursos prospectivos en un rango de 
cinco a 15 millones de millones de pies cúbicos de gas y una reserva 3P de 2.4 millones de 
millones de pies cúbicos de gas. Dentro de esta área en el Campo Lakach con una 
reserva de 1.3 millones de millones de pies cúbicos de gas, recientemente se terminó el 
primer pozo delimitador con resultado exitoso. Esto permitirá reclasificar reservas y dar 
certidumbre a su desarrollo, mismo que se plantea realizar a través de una arquitectura 
submarina del tipo "Tie-back" a 55 kilómetros de la costa y en una profundidad de 1200 
metros de tirante de agua, situando la planta de proceso en tierra con una capacidad inicial 
para procesar 400 millones de pies cúbicos de gas por día. 
 
En la Provincia Salina del Istmo, particularmente en el área Nox-Hux, se han descubierto 
yacimientos de aceite pesado y extrapesado, que representan la continuación hacia aguas 
profundas del tren productor del complejo Ku Maloob Zaap. 
 
Por otro lado, de especial importancia se considera la Provincia Cinturón Plegado Perdido, 
ya que si bien en las aguas territoriales mexicanas no se ha comprobado la existencia de 
yacimientos, esta es el área más prospectiva de México, por ser la continuación de los 
descubrimientos de Aceite ligero en los Estados Unidos de Norteamérica. En ella se tiene 
programado iniciar la perforación de la localización Maximino-1 en el año 2011, en un 
tirante de agua de 2 mil 933 metros. Esto es un reto tecnológico en su perforación y 
terminación y mayor aún en caso de ser exitoso. [1.10] 
 
1.6.2. Futuro Energético 
 
En los próximos años, México enfrentará importantes retos de seguridad energética y 
sustentabilidad ambiental, para lo cual se tiene contemplada la modernización de la 
plataforma de producción y del sistema nacional de refinación a través de la 
 
 
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA 20 
 
reconfiguración de las refinerías de Salamanca y Minatitlán, además de la optimización de 
los trenes de coquización de Cadereyta Madero, y la construcción de la nueva Refinería 
Bicentenario en Tula. Además, es necesario promover el desarrollo en la infraestructura de 
gasoductos [1.11]. 
 
La refinería de Tula, Hidalgo tendrá un costo estimado de 11,610 millones de dólares, 
consiste en: 
 
 Un nuevo tren de refinación con capacidad de procesamiento de 250 Mbd de crudo 
tipo maya, complementado con 76 Mbd de residuo de vacío proveniente de la 
refinería existente, en una configuración de alta conversión con coquización. La 
nueva refinería contara con 17 plantas de proceso, principales y complementarias, 
los servicios principales, tanques de almacenamiento, infraestructura e integraciones 
necesarias, para la adecuada operación. 
 
 La construcción de 832 km de ductos para el transporte de crudo, gasoducto, líneas 
de interconexión inter-refinerías para el transporte del residuo de vacío y productos, 
así como un poliducto a la zona suroriente de Valle de México que complementará 
la capacidad del sistema de transporte para el desalojo de destilados. 
 
El plan de negocios de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios 2012-2016, 
establece que el crecimiento de la demanda de petrolíferos en todo el país ha obligado a 
utilizar medios de transporte de mayor costo, por ello se requiere aumentar la capacidad de 
transporte por ducto. 
 
El desarrollo económico de los países íntimamente ligado a su nivel de industrialización y 
producción de bienes, para lograr un óptimo estado en dicha variable, las naciones y sus 
empresas requieren de insumos industriales, donde el hidrocarburo principalmente el 
petróleo son indispensables [1.12]. 
 
En los próximos años PEMEX Exploración y Producción, plantea proyectos como son: 
 
 
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