Una instalación flotante de gas natural licuado ( FLNG ) es una unidad flotante de almacenamiento y descarga de producción que realiza operaciones de gas natural licuado (GNL) para desarrollar recursos de gas natural en alta mar . Flotando sobre un campo de gas natural en alta mar, la instalación de FLNG produce, licua, almacena y transfiere GNL (y potencialmente GLP y condensado ) en el mar antes de que los transportistas lo envíen directamente a los mercados.
Historia
Los estudios sobre la producción de GNL en alta mar se han realizado desde principios de la década de 1970, pero fue solo a mediados de la década de 1990 que comenzaron las investigaciones importantes respaldadas por el desarrollo experimental. [1]
En 1997, Mobil desarrolló un concepto de producción de FLNG basado en una estructura grande y cuadrada (540 por 540 pies (160 m × 160 m)) con una piscina lunar en el centro, [2] comúnmente conocida como "The Donut". [ cita requerida ] La propuesta de Mobil fue dimensionada para producir 6,000,000 toneladas (6,600,000 toneladas) de GNL por año producido a partir de 7,400,000 metros cúbicos (260,000,000 pies cúbicos) por año de gas de alimentación, con almacenamiento proporcionado en la estructura para 250,000 metros cúbicos (66,000,000 gal ) de GNL y 103.000 metros cúbicos (27.000.000 galones estadounidenses) de condensado . [2]
En 1999, Chevron Corporation y varias otras empresas de petróleo y gas encargaron un estudio importante como proyecto conjunto . [3] A esto le siguió de cerca el proyecto de investigación denominado "Azure", llevado a cabo por la UE y varias empresas de petróleo y gas. [4] Ambos proyectos lograron un gran progreso en el diseño de cascos de hormigón de acero , desarrollo de la parte superior y sistemas de transferencia de GNL . [1]
Proyectos actuales
Royal Dutch Shell
En julio de 2009, Royal Dutch Shell firmó un acuerdo con Technip y Samsung que permite el diseño, la construcción y la instalación de múltiples instalaciones de Shell FLNG. [5]
En abril de 2010, Shell anunció que había sido seleccionada para desarrollar los campos de gas de Greater Sunrise en el Mar de Timor , lo que la convierte en la segunda instalación de FLNG de Shell después de Prelude . [6] Estaba previsto que el proyecto comenzara a procesar gas en 2016. [7]
Royal Dutch Shell anunció una inversión de 12 mil millones de dólares australianos el 20 de mayo de 2011 para construir Prelude FLNG . [7] La construcción comenzó en octubre de 2012. [8] Prelude se convirtió en la primera instalación de FLNG del mundo, anclada a 200 kilómetros (120 millas) de la costa de Australia Occidental . [9]
Petronas
En febrero de 2011, Petronas adjudicó un contrato FEED para una unidad FLNG a un consorcio de Technip y Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering [10] para una instalación en Malasia . [11] Instaló su primer FLNG, PFLNG Satu , en el campo de gas Kanowit frente a la costa de Sarawak , Malasia. Cargó su primer cargamento en el transportador de GNL Seri Camellia de 150.200 metros cúbicos el 3 de abril de 2017. [12] [13]
Proyectos planificados
Petrobras invitó a tres consorcios a presentar propuestas de contratos de ingeniería, adquisiciones y construcción para plantas FLNG en aguas ultraprofundas de la Cuenca de Santos durante 2009. Se esperaba una decisión final de inversión en 2011. [14] [ necesita actualización ]
En noviembre de 2010[actualizar], Inpex de Japón planeaba aprovechar FLNG para desarrollar el campo de gas Abadi en el bloque Masela del Mar de Timor , y se esperaba una decisión de inversión final para fines de 2013. [15] A fines de 2010, Inpex aplazó la puesta en marcha en dos años para 2018 y redujo su capacidad de 'primera fase' a 2,5 millones de toneladas por año (de una capacidad propuesta anteriormente de 4,5 millones de toneladas). [15] [ necesita actualización ]
En noviembre de 2010[actualizar], Chevron Corporation estaba considerando una instalación FLNG para desarrollar descubrimientos costa afuera en Exmouth Plateau de Australia Occidental, [16] [ necesita actualización ] mientras que en 2011, ExxonMobil estaba esperando un proyecto apropiado para lanzar su desarrollo FLNG. [17]
Según una presentación de sus ingenieros en GASTECH 2011, ConocoPhillips tenía como objetivo implementar una instalación para 2016-19 y había completado el análisis de riesgo cuantitativo de un diseño que se sometería a un estudio previo al FEED durante el resto de 2011. [18] [ necesita actualización ]
GDF Suez Bonaparte, una empresa conjunta emprendida por la compañía australiana de exploración de petróleo y gas Santos (40%) y la compañía francesa de energía multi-internacional GDF Suez (60%), rubricada adjudicó un contrato pre-FEED para el proyecto Bonaparte FLNG costa afuera del norte. Australia. La primera fase del proyecto requiere una instalación flotante de producción de GNL con una capacidad de 2 millones de tm / año, con una decisión de inversión final prevista para 2014 y la puesta en marcha prevista para 2018. [19] Sin embargo, en junio de 2014, GDF Suez y Santos Limited tomó la decisión de detener el desarrollo. Una parte de la decisión incluyó la percepción de que las capacidades a largo plazo de los campos de gas de América del Norte debido a las tecnologías de fracturamiento hidráulico y el aumento de las capacidades de exportación de Rusia afectarían negativamente la rentabilidad de la empresa debido a la competencia. [7]
En octubre de 2016, el rendimiento de Exmar NV probó una instalación diseñada por Black & Veatch . La instalación tiene un solo tren de licuefacción que puede producir 72 millones de pies cúbicos por día de GNL. [20]
El 4 de junio de 2018, Golar LNG anunció que su FLNG Hilli Episeyo había obtenido la aceptación del cliente después de haber sido probado con éxito en 16 días de puesta en servicio. FLNG Hilli Episeyo prestará servicios a Parenco Cameroon SA en el agua de Camerún. FLNG Hilli Episeyo está diseñado por Black & Veatch y fue construido en Keppel Shipyard en Singapur . [21]
Fortuna FLNG, que se pondrá en servicio en 2020, es propiedad de una empresa conjunta entre Ophir Energy y Golar LNG está en desarrollo en Guinea Ecuatorial . Cuando esté en funcionamiento, se espera que produzca alrededor de 2,2 millones de toneladas por año de gas y sea el primer FLNG en operar en África. [22]
Desafíos
Trasladar la producción de GNL a un entorno en alta mar presenta un conjunto exigente de desafíos. En términos del diseño y la construcción de la instalación de FLNG, cada elemento de una instalación de GNL convencional debe caber en un área de aproximadamente una cuarta parte del tamaño, al tiempo que se mantienen los niveles adecuados de seguridad y se brinda una mayor flexibilidad a la producción de GNL. [23]
Una vez que una instalación esté en funcionamiento, el movimiento de las olas representará otro desafío importante. [24] Los sistemas de contención de GNL deben ser capaces de resistir el daño que puede ocurrir cuando las olas del mar y los movimientos de la corriente causan chapoteos en los tanques parcialmente llenos. Las transferencias de productos también deben hacer frente a los efectos de los vientos, las olas y las corrientes en mar abierto. [2]
Las soluciones para reducir el efecto del movimiento y el clima se abordan en el diseño, que debe ser capaz de resistir, e incluso reducir, el impacto de las olas. En esta área, el desarrollo tecnológico ha sido principalmente evolutivo más que revolucionario, aprovechando y adaptando tecnologías que se aplican actualmente a la producción de petróleo en alta mar o licuefacción en tierra . Por ejemplo, los brazos de carga de GNL tradicionales [se necesita aclaración ] se han adaptado para permitir transferencias de GNL en aguas abiertas, y las soluciones basadas en mangueras para transferencias lado a lado en mares más tranquilos y transferencias en tándem en condiciones más duras se acercan [ ¿cuándo? ] fruición. [25]
Ventajas
Entre los combustibles fósiles , el gas natural se quema relativamente limpio. [26] También es abundante y asequible [27] y puede satisfacer las necesidades energéticas mundiales aprovechando el potencial de las reservas de gas que de otro modo serían inviables (varias de las cuales se pueden encontrar en alta mar en el noroeste de Australia). [28] La tecnología FLNG también ofrece una serie de ventajas ambientales y económicas:
- Ambiental: debido a que todo el procesamiento se realiza en el campo de gas, no es necesario instalar tuberías largas hasta la costa. Tampoco hay ningún requisito para que las unidades de compresión bombeen el gas a la costa, la construcción de dragados y muelles o la construcción en tierra de una planta de procesamiento de GNL, todo lo cual reduce significativamente la huella ambiental del proyecto. [29] Evitar la construcción también ayuda a preservar los entornos marinos y costeros. Además, la perturbación ambiental se minimizaría durante el posterior desmantelamiento de la instalación, ya que podría desconectarse fácilmente y retirarse antes de ser restaurada y reubicada en otro lugar.
- Económico: cuando el bombeo de gas a la costa puede resultar prohibitivamente caro, FLNG hace que el desarrollo sea económicamente viable. Como resultado, abrirá nuevas oportunidades comerciales para que los países desarrollen campos de gas en alta mar que de otro modo permanecerían varados, como los de la costa de África Oriental. [30] El FLNG también favorece el paso a un lado las complejidades que involucran a países vecinos donde las disputas harían que los oleoductos sean vulnerables o poco prácticos, como en Chipre e Israel. Además, el GNL está ganando poco a poco su papel como combustible de uso directo sin regasificación con costes operativos y menores beneficios de contaminación en el transporte terrestre, ferroviario, aéreo y marítimo. [31] [32]
Operación
La instalación de FLNG estará amarrada directamente sobre el campo de gas natural. Dirigirá el gas desde el campo a la instalación a través de elevadores . [33] Cuando el gas llegue a la instalación, se procesará para producir gas natural, GLP y condensado de gas natural. El gas de alimentación procesado se tratará para eliminar las impurezas y se licuará mediante congelación antes de almacenarse en el casco. Los transportistas marítimos descargarán el GNL, así como otros subproductos líquidos, para su entrega a los mercados de todo el mundo. [34] La alternativa convencional a esto sería bombear gas a través de tuberías hasta una instalación en tierra para su licuefacción, antes de transferir el gas para su entrega. [1]
Referencias
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La decisión destaca los riesgos a los que se enfrentan los proyectos de exportación de gas australianos a medida que se enfrentan a los altos costos y la competencia de América del Norte y Rusia, que compiten por proporcionar a las empresas de servicios públicos asiáticos combustibles de combustión más limpia. La confianza en el gas natural licuado "flotante" también puede estar disminuyendo, dos años antes de que un buque propiedad de Royal Dutch Shell PLC comience a procesar gas por primera vez.
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