La industria offshore opera en tres entornos radicalmente distintos que comparten las mismas exigencias de lubricación extrema: plataformas fijas, FPSO y subsea. Cada entorno impone condiciones que invalidan los lubricantes convencionales de uso industrial. Esta guía cubre los ocho sistemas críticos de lubricación offshore, con referencias normativas API 16D, OSPAR, VGP 2013 y MIL-PRF-23699.
Los tres entornos offshore: plataformas fijas, FPSO y subsea
Cada entorno offshore tiene condiciones de lubricación propias. La diferencia entre una plataforma fija ártica y un FPSO en el Mar del Norte no es solo de temperatura — es de accesibilidad, inventario de referencias, logística de suministro y consecuencias de un fallo.
Plataformas fijas (jacket y gravity-based)
Estructuras ancladas al lecho marino en aguas de hasta 500 m. Expuestas a salinidad continua, viento, oleaje y variaciones térmicas entre -40 °C (Ártico noruego) y +50 °C (Golfo Pérsico). La lubricación de grúas, reductores y top drive trabaja en atmósfera marina con cloruros en suspensión.
FPSO (Floating Production, Storage and Offloading)
Buques de producción y almacenamiento que combinan la complejidad de un buque con la de una refinería. Un solo FPSO puede gestionar 50–200 referencias de lubricante diferentes para motores principales, turbinas de gas, sistemas hidráulicos, grúas y compresores de gas.
Subsea (umbilicales y BOPs de fondo)
Equipos instalados en el lecho marino a profundidades de 500–3.000 m. Temperatura constante de 2–4 °C, presiones hidrostáticas de 50–300 bar, y ciclos de mantenimiento de 25 años sin acceso directo. Los lubricantes deben ser seleccionados para vida útil extrema sin posibilidad de intervención.
Rango térmico extremo: el mismo lubricante puede ser requerido a -40 °C en una plataforma del Mar de Barents y a +50 °C en un FPSO en la Zona de Exclusión Económica de Nigeria. El índice de viscosidad (VI) del lubricante es el parámetro diferenciador: para Ártico se requiere VI superior a 150 (PAO o éster sintético); para climas tropicales, VI superior a 100 es suficiente con aceite mineral de alta refinación.
Sistemas de control de pozos (BOP): fluido de control hasta 700 bar
El Blowout Preventer (BOP) es el sistema de seguridad primario del pozo: cierra físicamente el riser de perforación en caso de kick (entrada no controlada de hidrocarburo) o blowout. El BOP actúa por presión hidráulica: el fluido de control acciona las rams (piezas de cierre) en menos de 30 segundos a presiones de 5.000–10.000 psi (345–690 bar). El fluido de control del BOP es un lubricante especializado con propiedades únicas que no comparte ningún otro fluido industrial.
Fluidos base glicol (HW — High Water Content)
Concentración de glicol en agua del 35–50%. Miscibles con agua de mar — condición obligatoria para instalaciones subsea: en caso de fuga al circuito hidráulico por perforación o fallo de sello, el fluido no forma una mezcla no conductora que bloquea el sistema. pH controlado para evitar corrosión del acero inoxidable de las líneas de control. Punto de congelación: hasta -30 °C según concentración.
Fluidos base éster de fosfato (fire resistant)
Base éster de fosfato triariléster o trialquilarilo. Resistentes al fuego (ASTM D6545 clase 1) para BOP en superficie donde existe riesgo de ignición. No miscibles con hidrocarburos — ventaja en prevención de contaminación cruzada con el fluido de perforación. Requieren sellos de Viton o EPDM: atacan los sellos de NBR.
Presión operativa: 5.000–10.000 psi (345–690 bar)
Los BOP de generación actual (Cameron TL, NOV Shaffer, Hydril GX) operan a 10.000 psi (690 bar) para pozos de alta presión. El fluido de control debe mantener su viscosidad en el rango 46–68 cSt a 40 °C para garantizar tiempo de respuesta de cierre de rams en menos de 30 segundos (requisito API 16D para emergencia).
Compatibilidad API 16D — degradación controlada
El dilema del fluido BOP: debe ser miscible con agua de mar para evitar bloqueo hidráulico en caso de fuga masiva, pero no biodegradarse tan rápido que una fuga gradual resulte en pérdida de presión de control antes de que se detecte. Los fluidos que cumplen API 16D tienen un perfil de biodegradación ajustado: mineralización aerobia OECD 301B inferior al 20% en 28 días.
API 16D: especificación obligatoria para fluidos de control BOP
La norma API 16D (Specification for Control Systems for Drilling Well Control Equipment and Control Systems for Diverter Equipment) establece los requisitos del sistema hidráulico de control del BOP: presión de diseño, tiempos de respuesta, compatibilidad de materiales y propiedades del fluido de control. Un fluido que no cumple API 16D puede ser rechazado en la auditoría de integridad del pozo y obliga a parar la operación de perforación hasta su sustitución — parada con coste de 300.000–800.000 EUR/día en un drillship moderno.
Lubricación de reductores y grúas de plataforma: marinización
El concepto de "marinización" en lubricación define las propiedades adicionales que debe tener un lubricante respecto a su equivalente de uso terrestre para operar en ambiente marino: resistencia a la corrosión por cloruro de sodio, inhibición de la corrosión en metales ferrosos y no ferrosos bajo condensación de agua de mar, y capacidad de formar película protectora en presencia de agua.
| Tipo de grasa | Aplicación | Ventaja marino | Viscosidad/NLGI |
|---|---|---|---|
| CaSO4 complejo (sulfanato de calcio) | Rodamientos y pívots de grúas de plataforma | EMCOR 0/1 (EN 6138) — resistencia superior a corrosión por agua de mar | NLGI 1/2 · EP extrema presión |
| Litio complejo EPNo marino | Reductores terrestres (no marino) | Buena resistencia a alta temperatura — EMCOR clase 2-3 en marino | NLGI 2 · EP moderada |
| Poliurea + inhibidor de corrosión marino | Rodamientos de motor eléctrico en cubierta | Sin jabón metálico — resistencia a lavado por agua de mar | NLGI 2 · sin EP |
| Litio simple sin inhibidorNo marino | Grasa de uso general tierra | Económica — EMCOR clase 4-5 en ambiente marino | NLGI 2 |
EMCOR clase 0/1 (EN 6138): la prueba de corrosión marina de referencia
El ensayo EMCOR (EN 6138) evalúa la protección anticorrosiva de la grasa en presencia de agua de mar sintética. Las clases van de 0 (sin corrosión) a 5 (corrosión severa). Para grúas de plataforma y reductores en cubierta expuesta, se requiere EMCOR clase 0 o 1. La grasa de sulfanato de calcio complejo (CaSO4) logra EMCOR 0/1 de forma consistente gracias a su reserva alcalina y a la capacidad del sulfanato de calcio de desplazar físicamente el agua de mar de la superficie metálica.
Equipos de perforación rotativa: top drive y drawworks
El sistema de perforación rotativa es el conjunto de mayor consumo de lubricante en una plataforma de perforación (jack-up, semisumergible o drillship). El top drive y el drawworks son los dos sistemas con requisitos de lubricación más distintos: aceite de precisión sintético para el primero, grasa abierta de alto cuerpo para el segundo.
Top Drive — aceite de gear unit VG 220/460 PAO sintético
El top drive (Kelly Spinner, NOV TDS, Varco) es el sistema rotativo que hace girar la sarta de perforación. Su reductor epicicloidal interno trabaja a cargas de impacto elevadas y temperaturas que oscilan entre -30 °C en el Ártico noruego y +40 °C en el Golfo de México. El aceite de gear unit debe ser PAO sintético VG 220 para Ártico y VG 460 para climas tropicales. El PAO ofrece un índice de viscosidad (VI) de 140–160 frente al VI 90–100 del aceite mineral equivalente, lo que mantiene la viscosidad operativa correcta en todo el rango térmico.
Por qué el aceite mineral no funciona por debajo de -15 °C
El aceite mineral parafínico de alta refinación tiene un punto de fluidez de -15 a -25 °C. Por debajo de esa temperatura, las ceras parafínicas precipitan y el aceite se gelifica — la viscosidad puede multiplicarse por 10 o más, impidiendo el flujo al rodamiento durante el arranque en frío. Un top drive que no puede rotar correctamente en el primer contacto con el pozo puede provocar una adherencia de la sarta (stuck pipe) con un coste de resolución de 100.000–500.000 EUR por incidente.
Drawworks — grasa abierta (open gear) asfalto/grafito
El drawworks es el tambor de cable que controla la sarta de perforación en el mástil. La transmisión por engranaje abierto (open gear) entre el tambor y la cadena cinemática se lubrica con grasa abierta de alta viscosidad base asfalto con grafito o bisulfuro de molibdeno como modificador de fricción sólido. La aplicación es por spray automático (lubrication sprayer) cada 15–30 minutos de operación. La grasa debe adherirse al engranaje metálico sin desprenderse por la vibración o el viento de cubierta.
Viscosidad vs temperatura Ártico: PAO sintético VG 220
A -30 °C, un aceite PAO VG 220 tiene una viscosidad de aproximadamente 2.000 cSt — fluible y bombeable. El mineral equivalente a -30 °C puede alcanzar 50.000–100.000 cSt o gelificarse completamente. El PAO también ofrece mayor estabilidad oxidativa a alta temperatura (RPVOT ASTM D2272 superior a 1.000 minutos frente a los 300–500 del mineral), lo que reduce la frecuencia de cambio de aceite en equipos de difícil acceso en plataforma.
EAL (Environmentally Acceptable Lubricants): OSPAR, VGP 2013 y tipos
La regulación medioambiental para lubricantes offshore tiene dos marcos principales: el Convenio OSPAR (Oslo-París) que cubre el Mar del Norte y el Atlántico Nordeste, y la VGP 2013 (Vessel General Permit) de la US EPA para aguas bajo jurisdicción estadounidense. Ambos exigen que los lubricantes que puedan entrar en contacto con el mar sean EAL (Environmentally Acceptable Lubricants): biodegradables, de baja toxicidad y con potencial de bioacumulación mínimo.
Pruebas de biodegradabilidad de referencia
OECD 301B (Manometric Respirometry)
Biodegradación superior al 60% en 28 días = biodegradable rápido
Estándar OSPAR HMCS y VGP 2013 para EAL aerobio
OECD 302B (Zahn-Wellens)
Biodegradación superior al 20% en 28 días = biodegradable inherente
Aceite base PAG y PAO de alta masa molecular — biodegradación más lenta
OSPAR HMCS (Harmonised Mandatory Control System)
Lista positiva de sustancias con bajo riesgo para ecosistema marino
Mar del Norte y Atlántico Nordeste — lista revisada cada 2 años
VGP 2013 (US EPA Vessel General Permit)
EAL obligatorio en aplicaciones con riesgo de descarga en aguas USA
Equipos propulsivos, hélices, cadenas de ancla, grúas submarinas
Tabla comparativa: tipos de EAL por aplicación offshore
| Tipo EAL | Biodegradabilidad | T° de uso | Presión | Normativa | Nota |
|---|---|---|---|---|---|
| HEES — Éster sintético (High Erucic or Synthetic Ester) | OECD 301B: 60–80% en 28 días | -30 °C a +120 °C | Alta (aditivos EP compatibles) | OSPAR HMCS · VGP 2013 | Mejor rendimiento total. Compatible con la mayoría de sellos |
| HETG — Aceite vegetal (Ester triglyceride) | OECD 301B: 70–90% en 28 días | -15 °C a +80 °C | Moderada | OSPAR HMCS · VGP 2013 | Bajo coste. Oxidación acelerada por encima de 80 °C — vida útil corta |
| HEPG — PAG (Polyalkylene Glycol) | OECD 301B: variable, PAG soluble en agua: 60–70% | -40 °C a +200 °C | Muy alta | VGP 2013 (condicionado) | INCOMPATIBLE con aceite mineral. Contamina irreversiblemente el sistema |
| HEPR — PAO biodegradable | OECD 302B: 50–60% en 28 días | -50 °C a +150 °C | Alta (PAO + EP) | OSPAR PLONOR · VGP 2013 | Opción Ártico. Más caro que HEES. Compatible con mineral en transición |
PAG: alto rendimiento, contaminación irreversible con aceite mineral
El PAG (Polialquilenglicol) ofrece el mejor rendimiento técnico entre los EAL: mayor índice de viscosidad, mejor resistencia a la oxidación y mejor comportamiento al cizallamiento que el éster sintético. Sin embargo, el PAG es completamente incompatible con el aceite mineral y con el PAO: una contaminación del 1–2% de aceite mineral en un sistema PAG puede provocar la precipitación de la mezcla y la obstrucción de filtros en pocas horas. La transición a PAG exige un flush completo del sistema y la sustitución de los sellos de NBR por PTFE o Viton.
Turbinas de gas offshore: MIL-PRF-23699 y limpieza ISO 4406
Las turbinas de gas offshore (GE LM6000, Rolls-Royce Avon 1535, Siemens SGT-400) son los equipos de mayor potencia unitaria en plataformas y FPSO: 30–60 MW de generación eléctrica o 30–50 MW de compresión de gas para reinyección. El aceite de turbina de gas no es un aceite industrial convencional — es un fluido de ingeniería con especificación militar que define la vida útil de un componente de reemplazo crítico.
MIL-PRF-23699 clase STD y HTS para turbinas GE LM6000, RR Avon y SGT-400
Las turbinas de gas offshore para generación eléctrica y compresión de gas (GE LM6000, Rolls-Royce Avon, Siemens SGT-400) requieren aceite de turbina de gas que cumpla MIL-PRF-23699. La clase STD (Standard) cubre temperaturas de rodamiento de hasta 150 °C y la clase HTS (High Thermal Stability) hasta 175–180 °C. Las turbinas de alta eficiencia moderna generalmente especifican HTS por la mayor temperatura de operación de sus cojinetes. Viscosidad: ISO VG 15 (5 cSt a 100 °C) — la misma clase viscosimétrica para ambas clases MIL.
RPVOT ASTM D2272: límite de oxidación en servicio
El RPVOT (Rotating Pressure Vessel Oxidation Test) mide la resistencia a la oxidación del aceite de turbina en condiciones aceleradas. Un aceite de turbina nuevo MIL-PRF-23699 HTS tiene un RPVOT inicial de 1.200–1.800 minutos. El criterio de cambio de aceite en servicio se establece cuando el RPVOT residual cae por debajo del 25% del valor inicial del aceite nuevo del mismo lote. En plataformas offshore, donde el cambio de aceite requiere planificación logística anticipada (el aceite debe llegar en la siguiente rotación de helicóptero o suministro), el seguimiento del RPVOT es el parámetro crítico de decisión.
ISO 4406 clase 16/14/11 para servo-válvulas de admisión
El sistema de control de turbina (fuel metering unit, variable stator vanes) utiliza servo-válvulas hidráulicas con tolerancias de 5–10 µm. La limpieza del aceite según ISO 4406 debe mantenerse en clase 16/14/11 (equivalente a NAS 1638 clase 7) para evitar el bloqueo del metering valve. La contaminación por partículas sólidas en el aceite de turbina offshore proviene principalmente de la corrosión de tuberías y del desgaste de engranajes de accesorios. El sistema de filtración debe incluir filtros en línea de 3–5 µm absoluto con indicador de colmatación.
Inhibidores de corrosión y estabilizadores de hidrolisis para ambiente marino
El aceite de turbina offshore está expuesto a humedad marina que puede introducir agua libre en el cárter por condensación o por fugas en los sellos de laberinto. El contenido de agua debe mantenerse por debajo de 100 ppm (Karl Fischer). Los aditivos inhibidores de corrosión del aceite MIL-PRF-23699 están formulados para pasivación del cobre (inhibidor benzo-triazol) y protección del acero (ácidos ditiofosféto de zinc — ZDTP). La presencia de agua de mar introduce cloruro de sodio que puede inhibir los aditivos antioxidantes — análisis de aceite mensual durante las primeras 1.000 horas de operación tras cualquier entrada de agua.
Subsea: umbilicales, actuadores y 25 años sin acceso
Los sistemas subsea representan el caso extremo de la lubricación offshore: equipos operando a 500–3.000 m de profundidad, a 2–4 °C constante, con presiones hidrostáticas de 50–300 bar y ciclos de mantenimiento planificados para 25 años sin intervención accesible. La selección del lubricante para un actuador subsea es una decisión de ingeniería irreversible — no hay posibilidad de corrección en campo.
Fluido hidráulico de umbilical: base éster de fosfato
El umbilical es el cordón umbilical que conecta la plataforma o FPSO con los equipos subsea: líneas hidráulicas de control (para BOP y árbol de producción), líneas de inyección química, cables eléctricos y fibra óptica. El fluido hidráulico del umbilical debe ser base éster de fosfato (no miscible con hidrocarburos) para garantizar que una fuga en el lecho marino no contamine el yacimiento ni la columna de producción. Viscosidad: ISO VG 15–32 para garantizar tiempo de respuesta en líneas de 2–5 km de longitud.
PFPE (Perfluoropoliéter) para actuadores subsea críticos
Los actuadores del árbol de producción subsea (Christmas tree valves) en aplicaciones de temperatura extrema (pozos de alta temperatura: 150–200 °C en el árbol) utilizan PFPE (Krytox, Fomblin) como lubricante. El PFPE es completamente inerte, no inflamable, compatible con oxígeno puro y con vida útil de lubricante de 15–25 años sin intervención. Su coste es 50–100 veces superior al de un lubricante sintético estándar, justificado por el coste de intervención subsea (un buque de intervención ROV cuesta 50.000–150.000 EUR/día).
Temperatura subsea a 3.000 m: 2–4 °C constante
A profundidades de 1.000–3.000 m, la temperatura del agua de mar es prácticamente constante entre 2 y 4 °C. Esta temperatura fría favorece la precipitación de ceras en fluidos de baja calidad y la solidificación de aditivos en grasas formuladas para temperatura ambiente. El fluido de umbilical hidráulico debe tener punto de fluidez inferior a -20 °C y no mostrar separación de fases ni precipitación de aditivos en ensayo de estabilidad a baja temperatura (ASTM D2500 / D5949).
Ciclo de vida de 25 años sin acceso — selección crítica
El árbol de producción subsea y los manifolds de fondo tienen un diseño de vida de 25 años sin intervención accesible. Una selección incorrecta del lubricante para los actuadores puede resultar en un fallo de válvula que requiere movilizar un buque de intervención ROV — intervención de 2–5 millones de EUR. La documentación del lubricante debe incluir ensayos de vida acelerada (ASTM D2266, D4172 4-ball) y compatibilidad química con los sellos de HPU (hydraulic power unit) del árbol subsea.
MEG/TEG como anticongelante en líneas de umbilical
Además del fluido hidráulico, el umbilical puede incluir líneas de inyección de anticongelante para prevenir la formación de hidratos de gas en la columna de producción. El MEG (Monoetilen Glicol) y el TEG (Trietilen Glicol) se inyectan a la cabeza del pozo desde la plataforma a través de líneas dedicadas. La contaminación del fluido hidráulico de control con MEG/TEG modifica la viscosidad del fluido y puede afectar al tiempo de respuesta del BOP subsea. Las líneas de umbilical deben estar físicamente separadas y con conectores de formato exclusivo.
Gestión de lubricantes en FPSO: 200 referencias, CMMS y trazabilidad
Un FPSO es el entorno de gestión de lubricantes más complejo de la industria offshore. A diferencia de una plataforma fija —donde los sistemas son relativamente homogéneos—, el FPSO combina sistemas de propulsión marina, turbinas de gas, compresores de proceso, grúas de cubierta, sistemas hidráulicos de producción y equipos de subsea. La gestión de esta complejidad requiere un sistema de trazabilidad documental equivalente al de una refinería en tierra.
50–200 referencias en un solo buque
Un FPSO de gran escala (200.000 DWT, 100–200 MW de generación eléctrica) gestiona entre 50 y 200 referencias distintas de lubricante: aceites para motores principales (MAN B&W, Wärtsilä), turbinas de gas (GE LM2500, RR Avon), compresores de gas (reinyección), sistemas hidráulicos de control de pozos, grúas de cubierta, reductores de bombas de lastre y aceites de cilindros de sistemas de lubricación de 2 tiempos. La gestión documental y de inventario es un sistema crítico por sí mismo.
CMMS offshore (SAP PM, Maximo, Aveva) con trazabilidad de lote
Los FPSO más modernos utilizan sistemas CMMS (Computerized Maintenance Management System) específicos para offshore (SAP Plant Maintenance, IBM Maximo, Aveva Asset Management) que integran el inventario de lubricantes con las órdenes de trabajo. Cada dispensación de lubricante queda registrada con: número de lote, punto de aplicación, equipo, responsable, fecha y hora. Este registro es obligatorio para la auditoría anual de integridad del activo bajo los estándares DNVGL-OS-A101 y API RP 14G.
Formatos críticos: IBC 1000 L, bidón 208 L, bidón 20 L, jeringa
Los motores principales de propulsión o generación (8–20 cilindros, cárter 2.000–8.000 L) se suministran en IBC 1.000 L para reducir manipulaciones. Los sistemas de control hidráulico y turbinas reciben aceite en bidones de 208 L. Las aplicaciones de precisión (actuadores subsea, rodamientos de emergencia de UPS, lubricación de instrumentación) requieren jeringas de 5–50 ml con número de lote visible y sello hermético. La confusión de formato (llenar un actuador subsea con bidón en lugar de jeringa) genera sobredosificación con riesgo de fallo por presión excesiva en el sello.
Contaminación cruzada: ATF vs turbina vs hidráulico
Las tres referencias de mayor riesgo de contaminación cruzada en la sala de máquinas de un FPSO son: ATF (fluido de transmisión automática para winches y grúas), aceite de turbina de gas (VG 15, transparente y de baja viscosidad) y aceite hidráulico de control (VG 46, también transparente). Los tres tienen aspecto y color similares. Un depósito de aceite de turbina contaminado con ATF eleva el contenido de aditivos de freno en el aceite de rodamiento de turbina, lo que reduce el RPVOT residual de 1.200 a menos de 400 minutos en 200 horas. Solución: bidones con código de color, acopladores de dispensación de formato exclusivo por familia de lubricante y etiquetado RFID.
Referencias de mayor riesgo de contaminación cruzada en sala de máquinas FPSO
ATF (Automatic Transmission Fluid) para winches y reductores de grúa — color rojo, VG 32–46
Aceite de turbina de gas MIL-PRF-23699 — transparente, VG 15 (5 cSt a 100 °C)
Aceite hidráulico de control de pozos (base éster de fosfato) — transparente, VG 15–32
Aceite de motor marino SAE 40 (Wärtsilä / MAN B&W) — oscuro, VG 100–150
Aceite de compresor de gas VG 46 sintético — amarillo pálido, sin aditivos EP
¿Necesitas lubricantes EAL certificados para offshore?
En FILLCORE INDUSTRIAL envasamos lubricantes EAL certificados para offshore: HEES éster sintético, PAO biodegradable y fluidos de control BOP. CoA con biodegradabilidad OECD 301B por lote, trazabilidad CMMS y formatos desde jeringa 5 ml hasta IBC 1.000 L.
Resumen: lubricante correcto por sistema offshore
| Sistema | Lubricante recomendado | Especificación clave | Error crítico |
|---|---|---|---|
| BOP — fluido de control | Base glicol o éster de fosfato | API 16D · miscible agua de mar · 690 bar | Aceite mineral (incompatible y no miscible) |
| Grúas y reductores de plataforma | Grasa CaSO4 complejo NLGI 1/2 | EMCOR 0/1 (EN 6138) · EAL HEES | Litio simple sin inhibidor marino |
| Top drive (Ártico) | PAO sintético VG 220 | VI >150 · punto fluidez -45 °C · RPVOT >1.000 min | Aceite mineral (gelifica por debajo de -15 °C) |
| Drawworks — engranaje abierto | Grasa abierta asfalto/grafito | Aplicación por spray · adherencia a engranaje | Grasa cerrada de alta consistencia (no penetra) |
| Sistema hidráulico EAL offshore | HEES éster sintético VG 46 | OECD 301B >60% · OSPAR HMCS · VGP 2013 | PAG + aceite mineral (incompatibles, precipitación) |
| Turbina de gas GE LM6000 / RR Avon | MIL-PRF-23699 HTS · VG 15 | ISO 4406 clase 16/14/11 · RPVOT >1.200 min | Aceite de turbina de vapor (especificación diferente) |
| Actuadores subsea (árbol de producción) | PFPE (Krytox / Fomblin) | Vida 25 años · T° 2–4 °C · inerte con HC | Grasa convencional (vida útil insuficiente 25 años) |
| Umbilical hidráulico de control | Éster de fosfato VG 15–32 | No miscible HC · punto fluidez -20 °C · ATEX | Fluido HLP mineral (miscible con HC en fuga) |
Conclusión: lubricación offshore como gestión de riesgo medioambiental y operativo
En la industria offshore, el fallo de lubricación tiene dos consecuencias inaceptables que no existen en ningún otro sector industrial: el derrame marítimo (con implicaciones regulatorias, reputacionales y medioambientales) y la pérdida de control del pozo. Ambas son consecuencias que no se pueden corregir después de que ocurren — la prevención es la única estrategia.
La adopción de EAL (HEES éster sintético) en sistemas con riesgo de descarga al mar no es solo un requisito regulatorio bajo OSPAR o VGP 2013: es la diferencia entre una incidencia documentada y una multa de decenas de millones de euros. Los ensayos OECD 301B y 302B de biodegradabilidad, junto con los ensayos de ecotoxicidad OECD 201/202, son la documentación mínima que debe acompañar a cualquier EAL para offshore.
En FILLCORE INDUSTRIAL, el envasado de lubricantes para offshore incluye certificado de biodegradabilidad OECD 301B por lote, trazabilidad de número de lote desde el aceite base hasta el formato final, y adaptación de formato a las necesidades de gestión CMMS del FPSO: desde IBC 1.000 L para motores principales hasta jeringas de 5 ml para actuadores subsea.