Upstream, Midstream y Downstream: Etapas y operaciones de oil & gas

En la industria del petróleo y el gas, el verdadero punto de control no está en la perforación ni en la refinación, se encuentra en el Midstream. Los incidentes más costosos rara vez nacen “en un activo” aislado; aparecen en las intersecciones, cuando la recolección, el transporte por oleoductos, el acondicionamiento, el almacenamiento y la transferencia no están sincronizados, emergen cuellos de botella, disputas de calidad, restricciones de capacidad y pérdidas económicas invisibles.

Entender cómo se conectan Upstream y Downstream desde la lógica del Midstream no es teoría: es la base para sostener continuidad operacional, integridad, cumplimiento y resiliencia comercial en mercados volátiles.

Cadena de valor en Oil & Gas

La cadena Upstream, Midstream, Downstream suele enseñarse como una línea recta. En operación real se comporta como un sistema de transferencia de riesgo: Upstream hereda incertidumbre geológica y de producción; Downstream exige materia prima dentro de especificaciones estrictas; y la etapa intermedia actúa como el “traductor” que convierte variabilidad en estabilidad.

Esta etapa no solo es una infraestructura, es una arquitectura técnica y contractual que decide si el sistema fluye o se congestiona. Cuando el diseño y la operación están alineados, el producto se mueve con mínima fricción. Cuando no, aparecen “pérdidas de sistema”: capacidad nominal que no se vuelve capacidad efectiva, inventarios mal ubicados, calidad fuera de tolerancia y transferencias detenidas.

Midstream coordina responsabilidades, cada paso, desde gathering hasta terminales, redefine quién asume riesgos de integridad, calidad y custodia.

Upstream: origen de la variabilidad

Upstream abarca exploración, perforación, completación y producción. Su objetivo es maximizar recuperación y seguridad, pero el flujo que entrega al sistema es intrínsecamente variable. Cambian presiones, cortes de agua, presencia de arena, contenido de CO₂/H₂S, y comportamiento multifásico. Esa variabilidad no es un “detalle”; define la forma en que el sistema puede transportarse y procesarse.

Un ejemplo típico: incrementos en agua libre o sólidos cambian el régimen de corrosión interna, elevan la probabilidad de depósitos y modifican la operación de separación. En crudos con tendencia a cera o asfaltenos, la temperatura y el historial térmico impactan la transportabilidad. En gas, el aumento de líquidos (condensados/NGL) cambia los requerimientos del procesamiento de gas natural y de la compresión posterior.

En síntesis: Upstream produce bajo incertidumbre; Midstream existe para absorberla sin romper continuidad.

Midstream: transporte, almacenamiento y proceso

Midstream es la conexión entre Upstream y Downstream mediante gathering, procesamiento, transporte y almacenamiento de crudo, gas natural y NGL. La definición suena simple; la operación no lo es. En términos prácticos, aquí se cumplen tres funciones que determinan la rentabilidad del sistema:

• Normalizar: reducir variabilidad de composición y condiciones para cumplir especificación (“pipeline quality” cuando aplica).
• Mover: garantizar movilidad hidráulica y continuidad logística en oleoductos y gasoductos, bajo límites de presión, integridad y capacidad efectiva.
• Amortiguar: usar tanques de almacenamiento y terminales para desacoplar producción y demanda, gestionando inventarios, mezclas y ventanas comerciales.

Si falla cualquiera de estas funciones, Downstream pierde alimentación estable y Upstream enfrenta restricciones o curtailments.

En oleoductos, la capacidad real está condicionada por presión máxima operable, fricción hidráulica, depósitos internos y estado del recubrimiento externo. En tanques, la gestión del fondo, la corrosión, el control de vapores y la medición automática determinan si el almacenamiento es activo estratégico o punto de riesgo.

Terminales de almacenamiento

Los terminales son el amortiguador invisible del sistema, no solo almacenan: habilitan lotes (batching), mezclas (blending), control de calidad y sincronizan ventanas de carga y descarga; en muchas cadenas, el “cuello de botella” real no es el ducto, sino el terminal.

La razón es operativa: concentran maniobras, equipos de transferencia, medición de custodia y control de emisiones. Cada parada por alineación incorrecta, restricción de vapor, indisponibilidad de bomba o falla de un punto crítico de carga se traduce en pérdida de capacidad efectiva. Y cuando el sistema está tensionado, esa pérdida se multiplica.

Mirado desde la cadena de valor, es en esta etapa donde se decide si el hidrocarburo será entregable, aceptable y confiable. Aquí la logística, la especificación técnica y la integridad dejan de ser atributos operativos aislados y se convierten en variables económicas que determinan continuidad comercial.

Downstream: transformación y mercado

Downstream transforma crudo y NGL en combustibles, lubricantes y feedstocks petroquímicos. Su eficiencia depende de una verdad simple: calidad y continuidad. Una materia prima fuera de especificación afecta rendimientos, consumo energético, estabilidad operativa y cumplimiento. Una interrupción logística altera inventarios y puede forzar corridas subóptimas o recortes de producción.

Por eso, el debate Upstream frente a downstream suele estar mal planteado. La fricción real no está entre producir o refinar, sino en el tramo que conecta ambos: Midstream, donde convergen variabilidad de producción y exigencias de especificación.

Cómo “funciona” el Midstream 

En operación, esta etapa se maneja en cinco frentes:

1. Capacidad efectiva vs capacidad nominal: La capacidad “de placa” rara vez es la capacidad real. Cambios de densidad/viscosidad, restricciones térmicas, límites de presión, disponibilidad de bombeo/compresión y ventanas de mantenimiento convierten la capacidad en un valor dinámico. Esta fase es competitiva cuando gestiona esa variabilidad mediante programación y debottlenecking continuo.
2. Flow assurance: Depósitos (cera/asfaltenos), hidratación/hidratos en gas, arrastre de líquidos, y acumulación de agua son enemigos silenciosos. La solución rara vez es única: se combina control térmico, química, pigging, y operación disciplinada. La pregunta no es “si habrá depósitos”, sino “cómo se detectan y controlan antes de perder capacidad”.
3. Integridad como limitador de negocio: En ductos, la integridad define la presión máxima operable. Aquí, los sistemas de protección catódica y los revestimientos epóxicos (FBE) de nueva generación son decisivos para mitigar la corrosión interna (H₂S/CO₂) y externa. Un sistema puede tener mercado, pero si su acero falla, no hay negocio.
4. Custody transfer: En esta etapa, medir es tan crítico como mover. La transferencia de custodia es donde se materializa el valor económico: volumen, densidad, temperatura, composición y correcciones deben ser trazables. Un desvío de medición no es un “error técnico”: puede ser una disputa contractual de alto impacto.
5. Transferencia marítima y exportación: Aquí es donde muchos artículos se quedan cortos. La exportación por terminales marítimos no es solo “cargar barcos”; es operar una interfaz compleja entre almacenamiento, bombeo, medición, seguridad, control de vapor y condiciones metoceánicas. Y cuando la transferencia es offshore, el sistema se convierte en un activo crítico de ingeniería estructural.

Transferencia offshore y sistemas SPM

Los sistemas SPM (Single Point Mooring) son un ejemplo claro de por qué el Midstream no se limita a ductos terrestres. Un SPM es una infraestructura de amarre y transferencia offshore que permite cargar y descargar buques mientras estos pueden orientarse (“weathervaning”) frente a viento, oleaje y corrientes. Esto reduce esfuerzos estructurales directos sobre el casco y el sistema de transferencia, pero no elimina la complejidad operativa. 

Desde esta perspectiva, el SPM no es solo un punto de conexión; es un nodo crítico donde convergen logística, ingeniería estructural e integridad operacional. Si el sistema no está disponible, la exportación se detiene y el almacenamiento se convierte rápidamente en restricción. 

Las cargas cíclicas, la corrosión marina y los esfuerzos dinámicos continuos elevan la criticidad estructural del sistema de amarre. Además, la transferencia de producto exige control riguroso de presión, sellado y procedimientos operativos para evitar eventos de contención. En otras palabras, el SPM concentra en un solo punto la disponibilidad comercial, la integridad mecánica y la seguridad ambiental del sistema completo.

Riesgos operacionales típicos 

Integridad y pérdida de contención: La corrosión interna y externa, junto con el daño mecánico, generan restricciones operativas progresivas que reducen presión, caudal y disponibilidad. La gestión de integridad debe integrar selección de materiales, protección superficial en zonas críticas, como áreas de salpicadura en SPM o bases de tanques, y programas de inspección basados en riesgo para preservar continuidad operativa. 

Calidad y especificación: La calidad fuera de tolerancia detiene el sistema aun cuando todo esté mecánicamente disponible. Agua, sólidos, contaminantes o composición fuera de especificación disparan rechazos, reprocesos o mezclas correctivas. Esta fase es la que controla la calidad “antes” de la transferencia, no en la disputa posterior.

Confiabilidad logística: Congestión, falta de almacenamiento o indisponibilidad de equipos crean diferenciales: el valor del hidrocarburo cambia por capacidad de evacuarlo, no por su existencia. En estos escenarios, la solución real no es “más producción”; es mejor Midstream.

Soluciones indirectas efectivas

Diseñar por interfaz, no por activo: Muchos fallos nacen en interfaces: entre gathering y transmisión, entre tanque y bomba, entre terminal y buque. Diseñar por interfaz significa definir límites claros de calidad, capacidad y seguridad para cada transferencia, con criterios de aceptación medibles.

Operar para capacidad efectiva: El salto de madurez ocurre cuando el operador deja de perseguir “máximo caudal” y empieza a perseguir “máxima continuidad”. Eso implica programación, mantenimiento basado en condición, y disciplina en pigging/química/temperatura para evitar que la capacidad se degrade silenciosamente.

Integridad como estrategia comercial: En Midstream, integridad no es cumplimiento; es ventaja competitiva. Una infraestructura que mantiene disponibilidad y reduce restricciones puede capturar ventanas comerciales que otros pierden.

Transferencia offshore como nodo crítico: Tratar el SPM como “equipo” es un error; es un nodo de sistema. Lo correcto es gestionarlo como infraestructura crítica: trazabilidad, inspecciones, control de fatiga/corrosión y gestión documental rigurosa.

Conclusiones

La división Upstream–Midstream–Downstream simplifica la cadena energética, pero el desempeño real depende del Midstream. Es allí donde la variabilidad se convierte en estabilidad, donde la producción se transforma en flujo comercial y donde integridad, calidad y custodia se vuelven decisiones de negocio.

Desde ductos y plantas de proceso hasta terminales y transferencia offshore, esta etapa exige ingeniería robusta y gestión por interfaces: controlar cuellos de botella, asegurar especificaciones y proteger nodos críticos como el amarre y la transferencia. Dominar esta etapa no es “tener infraestructura”; es operar continuidad y resiliencia en toda la industria del petróleo y el gas.

Referencias

1. Speight, J. G. (2014). The chemistry and technology of petroleum (5th ed.). CRC Press.
2. Devold, H. (2013). Oil and gas production handbook: An introduction to oil and gas production, transport, refining and petrochemical industry. ABB Oil and Gas.
3. U.S. Energy Information Administration. (2023). Oil and petroleum products explained. https://www.eia.gov/energyexplained/oil-and-petroleum-products/

Preguntas frecuentes (FAQs)