FPSO en la industria offshore: Ventajas operativas y retos de implementación

Introducción

Las explotaciones petrolíferas y gasísticas en entornos marinos han evolucionado considerablemente en las últimas décadas, impulsadas por la necesidad de acceder a yacimientos cada vez más remotos y en aguas más profundas. Entre las diversas soluciones tecnológicas desarrolladas, los buques FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) han emergido como una alternativa con características distintivas frente a plataformas fijas, semi-sumergibles y otros sistemas offshore tradicionales.

Estos navíos convertidos o construidos específicamente para producción petrolífera representan una evolución significativa en la industria extractiva marina, ofreciendo un conjunto de ventajas operativas, económicas y estratégicas que los han posicionado como opciones preferentes en numerosos proyectos alrededor del mundo, especialmente en regiones con condiciones desafiantes o infraestructuras limitadas.

Las Unidades Flotantes de Producción, Almacenamiento y Descarga son instalaciones marítimas fundamentales para la industria petrolera y de gas en aguas profundas. Vamos a explorar varios aspectos de esta tecnología:

Conceptos básicos

FPSO son las siglas de “Floating Production, Storage, and Offloading” (producción, almacenamiento y descarga flotantes). Se trata de una instalación flotante de producción para la industria del petróleo y el gas. Las FPSO se utilizan para producir, procesar y almacenar petróleo o gas directamente en el mar y luego transferirlo a petroleros u oleoductos que transportan el petróleo o el gas producido a tierra. Consiste en una estructura flotante diseñada para:

• Recibir hidrocarburos producidos desde pozos submarinos.
• Procesar los hidrocarburos separando petróleo, gas y agua.
• Almacenar el petróleo producido.
• Transferir el petróleo a buques tanque para su transporte.

Estas instalaciones modernas pueden procesar entre 50,000 y 250,000 barriles de petróleo por día y almacenar entre 500,000 y 2 millones de barriles.

Componentes principales

1. Casco: Generalmente convertido de petroleros existentes o construido específicamente.
2. Sistemas de amarre: Torreta giratoria o amarre distribuido.
3. Risers: Conductos que conectan los pozos submarinos con la unidad flotante.
4. Planta de proceso:
   • Separadores de hidrocarburos.
   • Sistemas de tratamiento de agua.
   • Compresores de gas.
   • Sistemas de inyección de agua/gas.
5. Sistemas de almacenamiento: Tanques especialmente diseñados.
6. Sistemas de descarga: Brazos o mangueras para transferencia a buques tanque.
7. Módulos de alojamiento: Para la tripulación (típicamente 50-200 personas).
8. Sistemas de generación eléctrica: Generalmente turbinas de gas.
9. Sistemas de seguridad: Detección de fugas, supresión de incendios, evacuación.

Ventajas operativas

Movilidad y reutilización

• Pueden ser reubicados a diferentes campos petroleros una vez agotado el yacimiento inicial.
• Permiten la explotación económica de campos marginales o pequeños.
• Reducen el riesgo financiero al permitir la reutilización del activo.

Flexibilidad operativa

• Capacidad para operar en prácticamente cualquier profundidad de agua.
• Pueden desconectarse y moverse en caso de condiciones meteorológicas extremas (huracanes).
• Permiten la expansión modular de la capacidad de procesamiento.

Ventajas económicas

• Menor costo y tiempo de desarrollo comparado con plataformas fijas.
• No requieren infraestructura submarina extensa como oleoductos de larga distancia.
• Reducen significativamente los costos de desmantelamiento al final de la vida útil del campo.

Aplicabilidad global

• Efectivos en regiones remotas sin infraestructura existente.
• Ideales para países en desarrollo sin capacidad de refinación o transporte extenso.
• Operables en diversas condiciones ambientales, desde el Ártico hasta aguas tropicales.

Retos de implementación

A pesar de sus ventajas, enfrentan desafíos técnicos y operativos significativos:

Desafíos técnicos

• Estabilidad: Mantener la operación en condiciones meteorológicas adversas.
• Diseño del sistema de amarre: Crítico para la seguridad y operatividad.
• Integridad estructural: Fatiga por movimientos cíclicos y corrosión marina.
• Mantenimiento en sitio: Realizar reparaciones complejas en ubicaciones remotas.
• Limitaciones de espacio: Optimizar procesos complejos en espacio reducido.

Desafíos operativos

• Logística: Rotación de personal, suministros y repuestos en ubicaciones remotas.
• Sistemas de transferencia: Riesgo durante las operaciones de descarga a buques tanque.
• Gestión de la producción de agua: Volúmenes crecientes a medida que madura el campo.
• Emisiones y eficiencia energética: Reducción de quema de gas y optimización energética.
• Gestión de activos envejecidos: Extensión de vida útil más allá del diseño original.

Desafíos normativos y ambientales

• Cumplimiento regulatorio: Variación significativa entre jurisdicciones.
• Riesgo de derrames: Sistemas robustos de prevención y contingencia.
• Emisiones atmosféricas: Regulaciones cada vez más estrictas sobre gases de efecto invernadero.
• Desmantelamiento: Consideraciones ambientales al final de la vida útil.
• Biodiversidad marina: Protección de ecosistemas sensibles.

Tendencias actuales y futuras

La tecnología continúa evolucionando para enfrentar nuevos desafíos:

Innovaciones tecnológicas recientes

• Sistemas de amarre desconectables mejorados para áreas propensas a huracanes/ciclones.
• Digitalización y gemelos digitales para optimización de operaciones.
• Soluciones de automatización y operación remota.
• Diseños específicos para condiciones árticas y ultra-profundas.

Sostenibilidad

• Integración de energías renovables para reducir emisiones.
• Sistemas avanzados de recuperación de vapores.
• Tecnologías de eficiencia energética.
• Reducción de la huella ambiental general.

Económicas

• Diseños estandarizados para reducir costos de construcción.
• Más pequeños y modulares para campos marginales.
• Modelos de negocio de leasing y como servicio.
• Integración con infraestructuras submarinas inteligentes.

Casos de estudio destacados

Prelude FLNG (Shell)

Aunque técnicamente es una unidad FLNG (Floating Liquefied Natural Gas) y no un FPSO, representa la evolución del concepto. Es la instalación flotante más grande jamás construida, con 488 metros de longitud. Prelude es una planta flotante de gas natural licuado que está operativa, ubicada en alta mar, al noreste de Broome, en Australia Occidental. Diseñada para extraer, licuar y almacenar gas natural en el mar antes de enviarlo a sus clientes.

Pioneiro de Libra (Petrobras)

Primer en el campo pre-sal brasileño, utilizando tecnología avanzada para manejar el alto contenido de CO₂ del gas asociado. Los campos pre-sal de Brasil son yacimientos de petróleo ubicados en el océano Atlántico, en aguas ultra profundas. Se encuentran en la Cuenca de Santos y en la Cuenca de Campos. El FPSO Pioneiro de Libra (PDL), es una instalación activa de la joint venture Altera & Ocyan.

Egina FPSO (Total)

El FPSO Egina es una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga que forma parte de un yacimiento petrolífero de Nigeria explotado por TotalEnergies. Es el FPSO más grande jamás construido por TotalEnergies.

Operando en Nigeria, con 200,000 barriles por día de capacidad y 65% de contenido local en su construcción, estableciendo nuevos estándares para la participación industrial local.

Liza Destiny (ExxonMobil)

El Liza Unity representa la segunda unidad de producción desplegada en el bloque Stabroek de Guyana, específicamente para el desarrollo de la Fase 2 del campo Liza. Este proyecto fue desarrollado por ExxonMobil (operador) en asociación con Hess Corporation y CNOOC Limited, y marca un hito significativo en la emergente industria petrolera de Guyana, un país que hasta hace poco no figuraba en el mapa energético mundial.

Primer FPSO en las aguas de Guyana, iniciando la producción en un país sin experiencia previa en producción offshore.

Ventajas operativas de los FPSO frente a otras plataformas offshore

Una plataforma de patas tensadas (TLP) es una estructura flotante anclada al lecho marino mediante tendones. Las TLP se utilizan para producir petróleo y gas en alta mar, y también se están considerando para turbinas eólicas.

Los FPSO ofrecen varias ventajas operativas distintivas cuando se comparan con otras soluciones offshore como plataformas fijas, semisumergibles o TLPs (Tension Leg Platforms):

Almacenamiento integrado

La capacidad de almacenamiento incorporada (entre 500,000 y 2 millones de barriles) es una ventaja fundamental. Otras plataformas requieren infraestructura adicional para almacenamiento o transporte inmediato mediante oleoductos.

Independencia logística

Los FPSO pueden operar en ubicaciones extremadamente remotas sin necesidad de oleoductos submarinos. El petróleo se almacena y luego se transfiere periódicamente a buques tanque lanzadera, lo que elimina la dependencia de infraestructura de transporte fija.

Adaptabilidad a aguas profundas y ultra-profundas

Mientras que las plataformas fijas son prácticamente inviables más allá de 500 metros, los FPSO pueden operar en profundidades superiores a 3,000 metros, conectándose a los pozos mediante sistemas de risers flexibles y sistemas submarinos.

Capacidad de procesamiento completa

Los FPSO modernos incorporan capacidades de procesamiento integral, incluyendo:

• Separación de petróleo, gas y agua.
• Tratamiento de agua producida.
• Compresión y reinyección de gas.
• Estabilización de crudo.
• Tratamiento químico.

Esta integración reduce la necesidad de instalaciones de soporte adicionales.

Flexibilidad ante condiciones meteorológicas extremas

Los FPSO equipados con sistemas de amarre desconectables pueden desengancharse y navegar a zonas seguras ante huracanes o ciclones severos, algo imposible para plataformas fijas. El FPSO Kikeh en Malasia y varios en el Golfo de México incorporan esta característica.

El FPSO Kikeh es una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) que se encuentra en el yacimiento petrolero y gas Kikeh en Malasia. Fue la primera FPSO de aguas profundas de Malasia y Asia. 

Movilidad y reutilización

Al final de la vida productiva de un campo, un FPSO puede reposicionarse en otro yacimiento. La unidad FPSO Firenze operó en Italia, luego se reconfiguró para servir en Costa de Marfil, y posteriormente en Indonesia, extendiendo significativamente su vida económica.

El FPSO Firenze es un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) que se utilizó en el Mar Adriático y Costa de Marfil.

Condiciones que favorecen la implementación de FPSO vs. infraestructura fija

La elección entre FPSO e infraestructura fija depende de múltiples factores técnicos y económicos:

Características del yacimiento

Favorables para FPSO:

• Campos pequeños o medianos: Yacimientos con reservas de 50-300 millones de barriles suelen ser demasiado pequeños para justificar plataformas fijas o extensos oleoductos, pero ideal para FPSO.
• Campos dispersos: Cuando varios yacimientos pequeños están en proximidad relativa, un FPSO puede reposicionarse secuencialmente.
• Alta incertidumbre de reservas: Si existe incertidumbre significativa sobre el volumen recuperable, el menor compromiso de capital inicial y la flexibilidad de reubicación hacen preferible un FPSO.

Desfavorables para FPSO:

• Campos gigantes con vida productiva >30 años: En estos casos, plataformas fijas pueden ofrecer menor costo a largo plazo.
• Alto volumen de gas: Campos con relación gas-petróleo extremadamente alta pueden requerir soluciones específicas como FLNG.

Condiciones ambientales y geográficas

Favorables para FPSO:

• Aguas profundas y ultraprofundas: A partir de 500m de profundidad, los FPSO se vuelven progresivamente más competitivos frente a soluciones fijas.
• Áreas remotas sin infraestructura: En regiones sin red de oleoductos existente.
• Áreas propensas a eventos meteorológicos extremos: Con sistemas de amarre desconectables, los FPSO pueden evitar daños severos.
• Fondos marinos complejos: Cuando las condiciones geológicas dificultan la instalación de plataformas fijas.

Desfavorables para FPSO:

• Aguas extremadamente turbulentas: En condiciones de oleaje severo constante, otras soluciones como TLPs pueden ofrecer mejor estabilidad para operaciones continuas.
• Zonas árticas permanentes: Aunque existen FPSO con capacidad para operar en condiciones árticas (como el Goliat en el Mar de Barents), el hielo permanente sigue siendo un desafío.

El yacimiento petrolífero Goliat se encuentra en el Mar de Barents, al norte de Noruega y Rusia, 50 kilómetros al sureste del yacimiento de Snøhvit. La profundidad del agua es de 360-420 metros. El campo se desarrolla con una instalación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO Sevan 1000)

Factores económicos y estratégicos

Favorables para FPSO:

• Necesidad de desarrollo acelerado: Los FPSO pueden reducir el tiempo de desarrollo en 1-2 años comparado con soluciones fijas complejas.
• Limitaciones de capital: El modelo de leasing reduce significativamente la inversión inicial.
• Países con capacidad limitada de refinación: La capacidad de almacenamiento permite exportación directa.
• Mercados emergentes: Reducen la necesidad de infraestructura costera extensa.

Desfavorables para FPSO:

• Regiones con extensa red de oleoductos: En zonas maduras como partes del Mar del Norte o Golfo de México donde existe infraestructura establecida.
• Condiciones fiscales que favorecen CAPEX sobre OPEX: Dado que los contratos de leasing de FPSO suelen contabilizarse como gasto operativo.

Evolución de los FPSO frente a retos de sostenibilidad y eficiencia energética

Los FPSO están experimentando una transformación significativa para abordar los desafíos ambientales y energéticos:

Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero

Soluciones actuales:

• Electrificación parcial: Sustitución de turbinas de gas por generación eléctrica más eficiente.
• Sistemas avanzados de recuperación de vapores: Reducción de emisiones fugitivas de compuestos orgánicos volátiles (VOCs).
• Optimización de la quema de gas (flaring): Implementación de sistemas de flare recovery y políticas de “zero routine flaring”.
• Heat integration: Aprovechamiento del calor residual para reducir consumo energético global.

Desarrollos emergentes:

• Conexión a redes eléctricas offshore: FPSO Jotun B en Noruega está siendo modificado para conectarse a una red eléctrica offshore alimentada parcialmente con energía hidroeléctrica.
• Integración de renovables: Proyectos piloto con paneles solares flotantes e incluso pequeñas turbinas eólicas complementarias.
• Sistemas de almacenamiento energético: Baterías de gran escala para optimización de carga y respuesta a picos.

Jotun es un yacimiento situado en la parte central del Mar del Norte, 25 kilómetros al norte del yacimiento de Balder. La profundidad del agua es de 125 metros.

Gestión del agua producida

La gestión del agua producida es el proceso de tratar, reutilizar, reciclar, o eliminar el agua generada por la industria petrolera y gasística. El objetivo es cumplir con las regulaciones y las necesidades operativas. 

Con el envejecimiento de los campos, la gestión del agua producida se vuelve crítica:

• Tecnologías avanzadas de tratamiento: Sistemas de hidrociclones mejorados, filtración por membranas y tratamiento biológico que supera los estándares regulatorios actuales.
• Reinyección optimizada: Sistemas que requieren menor consumo energético para la reinyección de grandes volúmenes.
• Monitorización continua de calidad: Sensores en tiempo real que garantizan cumplimiento ambiental constante.

Digitalización para eficiencia operativa

La transformación digital está optimizando el rendimiento energético:

• Gemelos digitales: Replicas virtuales completas que permiten optimización continua de procesos.
• Analytics avanzado: Algoritmos predictivos que identifican ineficiencias operativas.
• Mantenimiento predictivo: Reducción de paradas no programadas que suelen implicar quema de gas.
• Operaciones remotas: Reducción de personal a bordo disminuye la huella logística.

El FPSO Catcher de Premier Oil incorporó un gemelo digital completo que permitió reducir el consumo energético en aproximadamente 15% sobre el diseño base.

El FPSO BW Catcher es una instalación flotante que produce, almacena y descarga petróleo y gas en el campo Catcher del Mar del Norte central. Es operado por BW Offshore y está arrendado a Premier Oil. 

Diseño para sostenibilidad

Los nuevos FPSO incorporan consideraciones ambientales desde su concepción:

• Diseño optimizado del casco: Reducción de resistencia hidrodinámica que minimiza consumo durante reposicionamientos.
• Materiales avanzados: Reducción de peso y mejora de durabilidad.
• Modularización: Facilita actualizaciones tecnológicas durante la vida operativa.
• Planificación de fin de vida: Diseño que contempla eventual desmantelamiento y reciclaje.

Iniciativas de la industria y casos destacados

• FPSO ZERO de SBM Offshore: Concepto que busca operación neutra en carbono mediante combinación de eficiencia, electrificación y compensaciones.
• FPSO Liza Unity (Guyana): Primer FPSO en recibir certificación SUSTAIN-1 de ABS, que verifica aspectos de sostenibilidad en todo su ciclo de vida.
• Programa de “FPSO de Nueva Generación” de Equinor: Enfocado en reducir emisiones en un 40% respecto a diseños convencionales.

El FPSO Johan Castberg es un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) de Equinor que se encuentra en el mar de Barents. Se incorporó al mercado en marzo de 2025 y se espera que produzca petróleo durante 30 años. Los FPSO de Equinor contribuyen a la sostenibilidad en la medida en que optimizan la extracción y transporte de hidrocarburos, reduciendo así el impacto ambiental y mejorando la eficiencia energética. 

Desafíos pendientes y áreas de innovación

• Balance técnico-económico: Las soluciones más avanzadas ambientalmente aún enfrentan barreras de costo.
• Captura de carbono: Tecnologías de pequeña y mediana escala adaptadas al entorno offshore.
• Adaptación a combustibles alternativos: Investigación sobre uso potencial de hidrógeno o amoníaco para generación energética.
• Extended Reach Subsea: Reducción de infraestructura flotante mediante conexión de pozos a mayor distancia.

Conclusiones

La evolución de la industria offshore hacia zonas más profundas y aisladas ha impulsado la adopción de soluciones tecnológicas versátiles y eficientes como los buques FPSO. Estas unidades flotantes, capaces de integrar procesos de producción, almacenamiento y descarga, han demostrado ser fundamentales para mantener la rentabilidad y continuidad operativa en entornos marinos desafiantes.

Su diseño modular, su capacidad de adaptación a distintos volúmenes de producción y su cumplimiento con estrictas normativas de seguridad y medioambiente, convierten a los FPSO en un componente indispensable dentro del desarrollo sostenible del sector de petróleo y gas en alta mar. En este contexto, su papel seguirá siendo decisivo para la expansión futura de la industria energética offshore.

La evolución de los FPSO ilustra cómo la industria offshore está adaptándose a un contexto operativo donde la eficiencia energética y la sostenibilidad se han convertido en imperativos tanto económicos como regulatorios. Las innovaciones que surgen en este sector tienen el potencial de influir en toda la cadena de valor energética.

Referencias

1. ExxonMobil. (2025, 22 de febrero). Guyana project overview. https://corporate.exxonmobil.com/locations/guyana/guyana-project-overview
2. TotalEnergies. (2025, 16 de abril). Egina: A Flagship Offshore Project in Nigeria. https://totalenergies.com/energy-expertise/projects/oil-gas/deep-offshore/egina-nigeria
3. Offshore Technology. (2025, 16 de abril). Pre-salt oil region: tracing the history of exploration in Brazil. https://www.offshore-technology.com/features/pre-salt-oil-region-brazil
4. Brazil Energy Insight. (2023, 4 de diciembre). FPSO Pioneiro de Libra completes six years of production. https://brazilenergyinsight.com/2023/12/04/fpso-pioneiro-de-libra-completes-six-years-of-production/
5. Offshore Energy. (2025, 16 de abril). Six-year extension for ‘largest deepwater FPSO in Malaysia’. https://www.offshore-energy.biz/six-year-extension-for-largest-deepwater-fpso-in-malaysia/
6. Norsk Petroleum. (2025, 16 de abril). Norwegianpetroleum.no – facts about Norwegian petroleum activites. https://www.norskpetroleum.no/en/