FPSO to pływający system wydobywczy, magazynowy i przeładowczy ( Floating Production, Storage and Offloading / Offtake lub Offloading) kojarzony najczęściej z postacią statku jednokadłubowego. Jest jednym z kilku rodzajów pływających systemów wydobywczych używanych przede wszystkim w naftowym, ale i gazowym przemyśle offshore, różniących się głównie postacią konstrukcyjną.

FPSO z wyglądu przypomina statek, ma jednak na ogół pewne specyficzne cechy projektowe, a przede wszystkim konstrukcyjne. Cechą jednostek typu FPSO jest przede wszystkim podwyższona wytrzymałość konstrukcji kadłuba. Przy projektowaniu bierze się pod uwagę głównie zwiększoną wytrzymałość zmęczeniową w niektórych rejonach kadłuba.

W założeniach jednostki FPSO mają dużą żywotność (często do 15-25 lat) i przystosowane są do wydłużonych okresów pomiędzy generalnymi remontami i przeglądami dokowymi. Często przez kilka lat pozostają na morskim polu naftowym nie odwiedzając stoczni remontowej.

Na wielu FPSO spotyka się potężne ściany przeciwogniowe montowane między nadbudówką z pomieszczeniami mieszkalnymi, a otwartym pokładem z systemami procesowymi (przeróbczymi).

Systemy FPSO różnią się w zależności od głębokości akwenu, na którym są zakotwiczone, lokalnych warunków środowiskowych, wielkości złoża i planowanego okresu eksploatacji lub od specyficznych czynników ekonomicznych.

Na swym pokładzie typowy FPSO mieści zainstalowane na stałe niezbędne urządzenia i systemy wydobywcze (production) i przeróbcze (processing) normalnie kojarzone ze stałymi (posadowionymi) platformami wydobywczymi. Posiada jednak coś, czego platformy stałe na ogólnie mają - sporej pojemności zbiorniki na przechowywanie ropy wydobytej z odwiertów w dnie morza, nad którym jest kotwiczony.

Zasadnicze elementy pływającego systemu wydobywczego zainstalowane na pokładzie statku lub barki to:

- blok mieszkalny z pokładem dla dużych śmigłowców (które służą nie tylko normalnej komunikacji, ale i ewakuacji załogi w stanie zagrożenia)

- system kotwiczenia lub cumowania (czasem także system pozycjonowania dynamicznego)

- bloki wydobywcze (np. system tłoczenia wody) i "procesowe" (przeróbcze) do oddzielania ropy od wody i gazów oraz ewentualnych innych zanieczyszczeń i przygotowania ropy do składowania we własnych zbiornikach FPSO i / lub do "eksportu" na jednostkę dowozową / zbiornikowiec wahadłowy

- blok energetyczny (zespoły prądotwórcze)

- flara (pochodnia do spalania gazu towarzyszącego ropie przy wydobyciu)

- system przeładunkowy (do połączenia ze zbiornikowcami wahadłowymi).

Ale po co w ogóle stosuje się pływające systemy wydobywcze, skoro dawniej "wystarczały" platformy stałe - posadowione?

Otóż w poszukiwaniu nowych złóż kompanie naftowe zapuszczają się na coraz głębsze wody, w coraz trudniejszych środowiskowo regionach świata (np. subarktycznych). Tam najczęściej nie ma technicznych możliwości zainstalowania platformy posadowionej. A jeśli są, to zbyt kosztowne. Pływające systemy wydobywcze sprawdzają się też pod względem uzasadnienia ekonomicznego w przypadku małych (tzw. marginalnych) podmorskich złóż ropy czy gazu. Po wyczerpaniu takiego złoża FPS może być użyty na nowym miejscu - np. na kolejnym małym złożu, przenosząc się na nowe miejsce o własnych siłach.

FPSO jest na ogół na stałe przycumowany / zakotwiczony przy pomocy jednego z wielu systemów (przycumowany jednopunktowo (SPM) do boi (CALM lub innego rodzaju) lub przez obrotnicę, połączony przez sztywne jarzmo z boją lub wieżą albo zakotwiczony tradycyjnie wielopunktowo jak platformy półzanurzalne, etc.). Zdarzają się też (nieliczne wciąż) FPSO nie kotwiczone w jakikolwiek sposób, a utrzymywane w rejonie eksploatacji tylko za pomocą systemu pozycjonowania dynamicznego. FPSO z odwiertami łączą elastyczne rurociągi (flexible risers).

Jak sama nazwa sugeruje - pływające systemy wydobywcze nie są osadzone na stałe na dnie morskim, ale przeznaczone są do długotrwałego pozostawania nad eksploatowanym polem naftowym czy gazowym. Jest wiele wariantów tych systemów i niestety czasami terminologia i akronimy ich dotyczące różnią się nawet w odniesieniu do identycznych systemów (w zależności od lokalnej tradycji, operatora, projektanta, etc.). Literatura fachowa nie jest w tej kwestii w pełni zgodna i jednorodna. Poniżej wyjaśniamy kilka najczęściej spotykanych akronimów:

FSO - Floating Storage and Offloading System - jednostka o kształcie statku lub barki ze zbiornikami na wydobytą spod dna morskiego ropę i wyposażeniem do jej wyładunku na zbiornikowce wahadłowe (shuttle tankers, offtake tankers), jednak nie posiadająca żadnych urządzeń do wydobycia i obróbki ropy.

FPSO - Floating Production, Storage and Offloading System - jednostka pływająca, najczęściej o postaci statku jednokadłubowego lub barki, posiadająca, poza możliwością magazynowania i przeładunku ropy na jednostki trzecie, także wyposażenie do przyjmowania ropy z odwiertów wydobywczych i jej wstępnej przeróbki - uzdatniania do "eksportu" przez odseparowanie wody i gazu.

FPS - Floating Production System - ogólny termin określający każdą jednostkę pływającą zaprojektowaną i wyposażoną do przyjmowania ropy (lub gazu) z odwiertów i jej obróbki. FPS może posiadać lub nie posiadać zbiorników na składowanie ropy. W tym ostatnim przypadku "eksport" wstępnie przetworzonego urobku z jednostki odbywa się rurociągami na ląd lub na pobliska jednostkę typu FSO. Niestety w części literatury spotyka się FPS jako określenie na pływające systemy wydobywcze rozumiane jako jednostki bez możliwości składowania urobku, a wyposażone jedynie do wydobycia (w przeciwieństwie do FPSO).

FSU - Floating Storage Unit - jednostka pływająca przeznaczona jedynie do składowania ropy (pływający magazyn). Eksport z niej odbywa się raczej przez rurociąg, a nie zbiornikowce wahadłowe. Termin używany przez niektóre źródła zamiennie z FSO.

Pływające systemy wydobywcze (FPS), rozumiane jako nie posiadające przeważnie możliwości składowania ropy, mogą przyjmować różnorodne postacie konstrukcyjne i wielkości: od niewielkich adaptowanych barek z zainstalowanym wyposażeniem do separacji faz urobku o wydajności zaledwie ok. 25 000 baryłek na dobę (barrels of oil per day - b/d) do dużych jednostek zaprojektowanych i zbudowanych od stępki jako wydobywcze, o wydajności ponad 200 000 b/d. Mogą być przebudowanymi platformami półzanurzalnymi (nieco rzadziej takimi zbudowanymi od stępki jako "produkcyjne" - wydobywcze), albo platformami półzanurzalnymi kotwiczonymi przez cięgna (struny) - TLP (tension leg platform). Rzadziej przyjmują postać wielkich cylindrycznych pław (SPAR) lub "pływających wysp". Niezbyt liczne są też wśród mobilnych jednostek wydobywczych (nie zaliczane do pływających systemów wydobywczych) adaptowane platformy samopodnośne (z takimi - w roli "produkcyjnych" - mamy do czynienia u polskiego operatora offshore - we flocie Petrobaltiku).

Z kolei jednostki FPSO, łączące funkcje wydobywcze, magazynowe i przeładunkowe mają najczęściej postać statków lub podobną do statków jednokadłubowych. Mogą być zbudowane jako takie od stępki lub mogą stanowić konwersję - prawie zawsze ze zbiornikowca, choć zdarzają się wyjątki.

Jako FPSO i FSO "kończyły" także zbiornikowce z polskiej floty. I tak zbiornikowiec „Kasprowy Wierch” Polskiej Żeglugi Morskiej zatrudniony jest jako pływający magazyn „Serepca I” przez koncern TotalFina Elf na jednym z morskich pól naftowych eksploatowanych przez niego u wybrzeży Kamerunu. Z kolei bliźniaczy zbiornikowiec „Rysy II” z floty PŻM znany jest obecnie pod nazwą „Kapap Natuna”. Wyczarterowany od MODEC (firma, która może być określona jako "developer" FPSO i dawca technologii), eksploatowany jest jako FPSO przez ConocoPhillips (Kakap) Ltd na polu naftowym Kakap KH, 175 mil morskich na zachód od wyspy Great Natuna na wodach Indonezyjskich. Przycumowany jest przez sztywne jarzmo do zakotwiczonej boi (CALM). Ostatni z trójki dużych PŻM-owskich zbiornikowców budowy niemieckiej – „Giewont II” - "skończył" jako FSO „Ladinda” (większe zbiornikowce PŻM, budowy japońskiej, nie miały "drugiego życia" i wszystkie zostały już zezłomowane).

Niektóre z adaptowanych na FPSO zbiornikowców są pozbawiane napędu głównego (jak Kapap Natuna - ex Rysy II), innym zachowano mobilność (jak w przypadku konwersji Petrojarl Cidade De Rio Das Ostras w Remontowej SA), a w niektórych przypadkach nawet poprawiono przez dodanie dodatkowych azymutalnych pędników i systemu pozycjonowania dynamicznego.



Węglowodory "przerabiane" na FPSO lub FPS wydobywane są przez odwierty (wykonane wcześniej przez platformy wiertnicze), które mogą być rozrzucone nawet na przestrzeni kilku kilometrów. "Surowe" płyny pomieszane z gazami dostarcza się na jednostkę wydobywczą przez urządzenia podwodne zainstalowane na dnie morza. Są to głowice odwiertów i umieszczone na nich zawory (tzw. "Christmas trees", czyli "choinki"). Kolektor (manifold) - skupiający przepływ z kilku odwiertów w jeden przewód (flowline), podłączony jest do FPSO. Przewód taki - prowadzony od dna morza do jednostki pływającej na powierzchni - znany jest pod nazwą riser, co oznacza pionowy (lub zbliżony do pionowego) przewód czy rurociąg. Rurociągi takie są elastyczne, by móc kompensować nurzanie (ruch pionowy) statku na fali, ale bardzo mocne i wytrzymałe. Układają się najczęściej nie dokładnie pionowo tylko w kształcie paraboli lub linii łańcuchowej. Dłuższe podtrzymywane są "w połowie drogi" przez zanurzone, zakotwiczone pławy.

Na FPSO potrzebne są specjalne "łoża" do wyprowadzenia ciężkich pionowych przewodów na pokład. Nazywane są one czasami "balkonami" (riser balconies). Takie zainstalowano także w Remontowej podczas przebudowy zbiornikowca na FPSO Petrojarl Cidade De Rio Das Ostras.

Używanie terminu "pływająca rafineria" to nadużycie na potrzeby spłyconego, popularnego czy popularyzatorskiego, ale niestety bałamutnego, przekazu. Nie jest tak (a do takiego stwierdzenia posunął się m.in. telewizyjny "Teleekspres"), że jednostka typu FPSO przyjmuje surową ropę z odwiertu, a oddaje produkty ropopochodne nadające do zapełniania baków samochodów… W rzeczywistości nie chodzi o pełny proces przerobu ropy naftowej, a jedynie o wstępne jej oczyszczenie i uzdatnienie do transportu.

Za pierwszy pływający system wydobywczy uważa się „Transworld 58” - platformę półzanurzalną przebudowaną z wiertniczej na wydobywczą i eksploatowaną od 1974 roku (przez 16 lat) na polu naftowym Argyll na Morzu Północnym.

Trudno jednoznacznie stwierdzić, kiedy pojawiły się pierwsze systemy "ship-shaped" FPSO. Wynika to z dylematu - którą jednostkę można uznać za pierwszy FPSO "z prawdziwego zdarzenia" lub "typowy". Najczęściej za pierwszą dedykowaną instalację FPSO uznaje się „Arco” na polu Ardjuna na Morzu Jawa w pobliżu Indonezji z 1976 roku. Przycumowana była na sztywno do boi zakotwiczonej na akwenie o głębokości 42,7 m. Natomiast pierwszym, cumowanym jednopunktowo, systemem FPSO bazującym na kadłubie zbiornikowca, był „Castellon” (przebudowany przez SBM ze zbiornikowca o nośności 59 000 t, a więc trochę większego niż ex „Che Guevara”), zainstalowany w 1976 roku i eksploatowany przez 10 lat od 1977 przez koncern Shell u wybrzeży Hiszpanii, 65 km od Tarragony.

Jednym z koncernów naftowych, który na szerszą skalę zaczął stosować FPS był Petrobras, a pionierem w zastosowaniu nowo-budowanych FPSO dla akwenów o szczególnie trudnych warunkach klimatycznych był Petrojarl. Teraz Petrobras - jako czarterujący - spotyka się z Petrojarlem - właścicielem FPSO przebudowanego ze zwykłego zbiornikowca w Gdańsku.

Źródła z 2006 roku mówiły o wielkiej dynamice wzrostu rynku pływających systemów wydobywczych: w latach 2001-2006 dokonano rozruchu, albo było w fazie przygotowania (ze spodziewaną pewną realizacją) lub w realizacji 121 projektów eksploatacji podmorskich złóż ropy lub gazu z wykorzystaniem FPS. Jednocześnie, w 2006 roku, spodziewano się realizacji aż 191 projektów z oczekiwanym rozruchem w okresie od 2007 do 2012 roku (przy czym było 91 "pewniaków" - projektów, które znajdowały się już w fazie projektowania lub realizacji oraz 100 na etapie wstępnego rozpatrywania lub studium wykonalności). Oznacza to aż 58-procentowy wzrost między pięcioletnimi okresami do końca roku 2006 i do roku 2012.

Według danych z marca 2006 na świecie eksploatowanych było 179 pływających systemów wydobywczych i 82 jednostki magazynowe.

Na tę liczbę składało się:

- 109 FPSO i 82 FSO (w tym 4 do składowania LPG)

- 38 półzanurzalne platformy wydobywcze

- 18 TLP

- 14 systemów wydobywczych postaci SPAR

W marcu 2006 roku w budowie były następujące systemy wydobywcze i magazynowe:

- 3 TLP (wszystkie nowe budowy)

- 32 jednostki FPSO (14 nowych budów, 18 konwersji)

- 6 wydobywczych platform półzanurzalnych (wszystkie - nowe budowy)

- 2 systemy wydobywcze typu SPAR (wszystkie nowo-budowane)

- 3 barki wydobywcze (2 nowe, 1 modyfikowana)

- 3 wydobywcze platformy samopodnośne (jack-up MOPUs) (konwersje)

- 7 jednostek magazynowych FSO (1 nowa, 6 konwersji)

FPSO są najpopularniejszą odmianą FPS. Wśród istniejących i eksploatowanych obecnie stanowią ok. 60 %, a wśród zamówionych - ok. 70%.

Liczba półzanurzalnych systemów wydobywczych stopniowo rosła do 1997-98 roku, potem, zwłaszcza wobec szybko rosnącej popularności "ship-shaped" FPSO, ich udział procentowy w światowej flocie zaczął maleć, choć w liczbach bezwzględnych nieznacznie nadal rósł w latach 2000-2007. Po szybkim wzroście w latach 1995-98 zmniejszyła się dynamika wzrostu rynku TLP. Za to na przestrzeni lat 2001-2005 zanotowano dość spory wzrost liczebności instalacji wydobywczych typu SPAR.

W najnowszej, szóstej edycji "Mobile Production Systems of the World" ze znakomitej serii OPL, opublikowano na 420 stronach opisy, charakterystyki techniczno-eksploatacyjne, zdjęcia i planiki (a także dane pól wydobywczych, na których pracują) 150 jednostek typu FPSO (nowych budów i konwersji), 20 samopodnośnych platform wydobywczych, 40 platform półzanurzalnych (konwersje), 16 platform wydobywczych postaci SPAR i 25 TLP pracujących na 175 morskich polach wydobywczych całego świata.

Firma konsultingowa International Maritime Associates (IMA) ujawniła w grudniu 2006 roku, że od lipca tamtego roku przybyło aż 20 zamówień na nowe pływające systemy wydobywcze. Razem z nowymi dwudziestoma pod koniec 2006 roku lista zamówień na FPS przeznaczone do oddania przez stocznie w ciągu roku 2007 i 2008 liczyła 62 jednostki, które miały dołączyć do 188 aktywnych pod koniec 2006. Oznaczało to rekord - najwyższy poziom zamówień na pływające systemy wydobywcze w ich 30-letniej historii. Liczba FPS zamówionych wg stanu z końca 2006 roku była taka sama, jak liczba wszystkich FPS znajdujących się w eksploatacji zaledwie 10 lat wcześniej. Wśród 62 zamówionych jednostek było 47 FPSO, 9 wydobywczych platform półzanurzalnych, 2 platformy półzanurzalne kotwiczone cięgnami (TLP) i 4 platformy typu SPAR. Flota aktywnych pod koniec 2006 roku FPS liczyła 115 FPSO, 39 platform półzanurzalnych, 20 TLP i 14 typu SPAR. Ponadto było 70 FSU.

Według IMA pod koniec 2006 roku kolejnych 105 projektów, w których spodziewać się można było wykorzystania FPS lub FSU, było w fazie przetargów, projektowania lub planowania.

Z kolei w trzeciej edycji raportu "Global Perspectives Floating Production Market Report" opublikowanej listopadzie roku 2007 przez Infield Energy Data Analysts ujawniono, że spodziewana wartość inwestycji w pływające systemy wydobywcze wyniesie w ciągu najbliższych pięciu lat 29 737 milionów USD. Oznaczać to będzie wzrost o 19 % w porównaniu do pięcioletniego okresu do roku 2006. Największy wzrost wydatków na FPS zanotowany będzie na polach naftowych i gazowych na akwenach Azji i Australazji: 60 % - z 4,3 do 6,86 mld i w Europie - z 1,2 mld do poziomu 2,5 mld USD do roku 2011.

Według Infield Energy Data Analysts w latach 2007-2011 powstaną 142 FPS, co porównuje się z 89 pływającymi jednostkami wydobywczymi, których rozruchu dokonano w poprzednich pięciu latach.

To samo źródło mówi o 143 FPSO i FPS aktywnych pod koniec minionego roku (2007), 39 w budowie lub przebudowie oraz 130 spodziewanych na lata 2007-11. Jeżeli chodzi o pływające systemy wydobywcze typu TLP i SPAR - pod koniec zeszłego roku było ich: 34 w eksploatacji, 4 w budowie i 18 spodziewanych do roku 2011.