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Una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga ( FPSO ) es un buque flotante utilizado por la industria del petróleo y el gas en alta mar para la producción y el procesamiento de hidrocarburos , y para el almacenamiento de petróleo. Un buque FPSO está diseñado para recibir hidrocarburos producidos por sí mismo o desde plataformas cercanas o plantillas submarinas , procesarlos y almacenar petróleo hasta que pueda descargarse en un buque cisterna o, con menor frecuencia, transportarse a través de un oleoducto . Los FPSO son los preferidos en las regiones fronterizas en alta mar, ya que son fáciles de instalar y no requieren una infraestructura de oleoducto local para exportar petróleo. Los FPSO pueden ser una conversión de un petrolero (como Seawise Giant ) o pueden ser un buque construido especialmente para la aplicación. Un buque utilizado solo para almacenar petróleo (sin procesarlo) se conoce como buque flotante de almacenamiento y descarga (FSO).
El primero de un tipo relacionado, un buque flotante de gas natural licuado , entró en servicio en 2016.
Los FPSO se clasifican en los siguientes tipos.
Una unidad flotante de almacenamiento y descarga ( FSO ) es esencialmente una FPSO sin capacidad para procesar petróleo o gas. [1] La mayoría de las FSO son superpetroleros monocasco reconvertidos . Un ejemplo es el Knock Nevis , ex Seawise Giant , que durante muchos años fue el buque más grande del mundo. Se convirtió en una FSO para uso en alta mar antes de ser desguazada. [2]
En el otro extremo de la cadena logística de GNL, donde el gas natural se devuelve a temperatura y presión ambiente, también se puede utilizar un barco especialmente modificado como unidad flotante de almacenamiento y regasificación ( FSRU ). Una unidad flotante de almacenamiento y regasificación de GNL recibe gas natural licuado (GNL) de los buques metaneros de descarga , y el sistema de regasificación a bordo proporciona gas natural exportado a la costa a través de tuberías verticales y gasoductos. En 2022 [actualizar], hay 33 FSRU en el mundo, de las cuales algunas se trasladan a zonas con precios más altos. [3]
El petróleo se produce en lugares marinos desde fines de la década de 1940. [4] Originalmente, todas las plataformas petroleras se ubicaban en el lecho marino, pero a medida que la exploración se trasladó a aguas más profundas y lugares más distantes en la década de 1970, comenzaron a utilizarse sistemas de producción flotantes. [5]
El primer FPSO petrolero se construyó en 1977 en el campo Shell Castellón, situado en el Mediterráneo español. [6] Hoy en día, más de 270 buques están desplegados en todo el mundo como FPSO petroleros. [7]
El 29 de julio de 2009, Shell y Samsung anunciaron un acuerdo para construir hasta 10 FPSO de GNL [8] en el mismo astillero de Samsung. Flex LNG parecía construir unidades más pequeñas [9] .
El 20 de mayo de 2011, Royal Dutch Shell anunció el desarrollo planificado de una instalación flotante de gas natural licuado (FLNG) de 488 m de largo y 74 m de ancho, llamada Prelude , que se ubicará a 200 km de la costa de Australia Occidental y se completará alrededor de 2016. Será el buque más grande jamás construido. [10] Royal Dutch Shell (2013), FPSO (Producción flotante de gas natural licuado, almacenamiento y descarga) de GNL, Samsung Heavy Industries a un costo de $12 mil millones. [11]
En junio de 2012, Petronas firmó un contrato de ingeniería de adquisición, construcción, instalación y puesta en servicio con el consorcio Technip y DSME [12] para lo que se espera que sea la primera unidad de licuefacción flotante del mundo cuando se complete en 2015. La unidad está destinada al yacimiento de gas Kanowit frente a Sarawak, Malasia. [13]
En el extremo opuesto (descarga y regasificación) de la cadena de GNL, la primera conversión de un buque metanero , el buque metanero tipo Moss propiedad de Golar LNG , en una unidad flotante de almacenamiento y regasificación de GNL se llevó a cabo en 2007 en el astillero Keppel de Singapur. [14]
El petróleo producido en plataformas de producción en alta mar se puede transportar al continente por oleoducto o en buques cisterna. Cuando se elige un buque cisterna para transportar el petróleo, es necesario acumularlo en algún tipo de tanque de almacenamiento, de modo que el buque no esté ocupado continuamente durante la producción de petróleo y solo sea necesario una vez que se haya producido suficiente petróleo para llenarlo. [15]
Los buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga son particularmente eficaces en lugares remotos o en aguas profundas, donde los conductos en el fondo marino no son rentables. Los FPSO eliminan la necesidad de tender conductos costosos de larga distancia desde la instalación de procesamiento hasta una terminal en tierra. Esto puede proporcionar una solución económicamente atractiva para los yacimientos petrolíferos más pequeños, que pueden agotarse en unos pocos años y no justifican el gasto de instalar un conducto. Una vez que el yacimiento se agota, el FPSO puede trasladarse a una nueva ubicación. [15]
Las FPSO de nueva construcción tienen un alto costo inicial (hasta 1.000 millones de dólares), pero requieren un mantenimiento limitado. Además, la capacidad de reposicionarlas o readaptarlas significa que pueden durar décadas más que la vida útil de la instalación de producción. [16] [17] Una alternativa más barata para plataformas más pequeñas es convertir un petrolero o un buque similar a un costo inferior a 100 millones de dólares. [18]
El FPSO que opera en las aguas más profundas es el FPSO BW Pioneer , construido y operado por BW Offshore en nombre de Petrobras Americas INC. El FPSO está amarrado a una profundidad de 2.600 m en el Bloque 249 Walker Ridge en el Golfo de México de EE. UU. y está clasificado para 80.000 bbl/d (13.000 m 3 /d). El contrato EPCI se adjudicó en octubre de 2007 y la producción comenzó a principios de 2012. La conversión del FPSO se llevó a cabo en el Astillero MMHE Pasir Gudang en Malasia , mientras que las partes superiores se fabricaron en módulos en varias ubicaciones de proveedores internacionales. El FPSO tiene una torreta desconectable ( APL ). El buque puede desconectarse antes de los huracanes y volver a conectarse con un tiempo de inactividad mínimo. [19] En julio de 2013, SBM Offshore recibió un contrato para que un FPSO operara en aguas aún más profundas (2.900 m) en el campo Stones de Shell en el Golfo de México de EE. UU. [20]
Uno de los FPSO más grandes del mundo es el Kizomba A , con una capacidad de almacenamiento de 2,2 millones de barriles (350.000 m3 ) . Construido a un costo de más de US$ 800 millones por Hyundai Heavy Industries en Ulsan , Corea , es operado por Esso Exploration Angola ( ExxonMobil ). Ubicado en 1200 metros (3940 pies) de agua en el bloque de aguas profundas a 200 millas estatutarias (320 km) de la costa de Angola , África Central en el Océano Atlántico , pesa 81.000 toneladas y tiene 285 metros de largo, 63 metros de ancho y 32 metros de alto (935 pies por 207 pies por 105 pies). [21]
El primer FSO en el Golfo de México, el FSO Ta'Kuntah , ha estado en operación desde agosto de 1998. El FSO, propiedad y operado por MODEC , está bajo un acuerdo de servicio con PEMEX Exploración y Producción. El buque se instaló como parte del Desarrollo del Campo Cantarell. El campo está ubicado en la Bahía de Campeche, frente a la península de Yucatán en México. Es un petrolero ULCC convertido con un sistema de amarre de torreta externa SOFEC, dos risers flexibles conectados en una configuración lazy-S entre la torreta y un colector de extremo de tubería (PLEM) en el lecho marino, y un sistema de descarga que permite que hasta dos petroleros a la vez amarren y carguen, en tándem o uno al lado del otro. El FSO está diseñado para manejar 800,000 bbl/d (130,000 m 3 /d) sin margen para tiempo de inactividad. [22]
El FPSO Skarv , desarrollado y diseñado por Aker Solutions para BP Norge , es uno de los FPSO más grandes y avanzados desplegados en el Mar de Noruega, en alta mar en Mid Norway . Skarv es un desarrollo de campo de petróleo y condensado de gas. El desarrollo se vincula con cinco plantillas submarinas, y el FPSO tiene capacidad para incluir varios pozos más pequeños cercanos en el futuro. La planta de procesamiento en el buque puede manejar alrededor de 19.000.000 metros cúbicos por día (670.000.000 pies cúbicos/d) de gas y 13.500 metros cúbicos por día (480.000 pies cúbicos/d) de petróleo. [23] Una tubería de exportación de gas de 80 km se conecta al sistema de transporte de Åsgard . Aker Solutions (anteriormente Aker Kvaerner) desarrolló el diseño inicial para la instalación de producción flotante, así como el diseño general del sistema para el campo y la preparación para la adquisición y la gestión del proyecto del desarrollo total del campo. [24] El casco es un diseño "Tentech975" patentado por Aker Solutions. [25] BP también seleccionó a Aker Solutions para realizar la ingeniería de detalle, la asistencia de gestión de la construcción y la adquisición (EPcma) para el desarrollo del campo Skarv. El contrato EPcma cubre el trabajo de ingeniería de detalle y adquisición para las partes superiores del FPSO, así como la asistencia de gestión de la construcción para BP, incluidas las instalaciones del casco y la parte superior. La producción comenzó en el campo en agosto de 2011. [26] BP adjudicó el contrato para la fabricación del casco del FPSO Skarv a Samsung Heavy Industries en Corea del Sur y el contrato de la torreta a SBM. El FPSO tiene una longitud de 292 m, una manga de 50,6 m y 29 m de profundidad, y acomoda a unas 100 personas en cabinas individuales. El casco se entrega en enero de 2010. [24]
