Pływający skroplony gaz ziemny

Pływająca instalacja skroplonego gazu ziemnego ( FLNG ) to pływająca jednostka produkcyjno-magazynowo-rozładunkowa , która prowadzi operacje skroplonego gazu ziemnego (LNG) w celu rozwoju podmorskich zasobów gazu ziemnego . Unoszący się nad morskim polem gazu ziemnego obiekt FLNG produkuje, skrapla magazyny i przesyła LNG (i potencjalnie LPG i kondensat ) drogą morską, zanim przewoźnicy wyślą go bezpośrednio na rynki.

Ostatnie zmiany w branży skroplonego gazu ziemnego (LNG) wymagają przeniesienia konwencjonalnych pociągów do przetwarzania LNG do morza w celu odblokowania odległych, mniejszych pól gazowych, których zagospodarowanie w innym przypadku byłoby nieopłacalne, zmniejszenia nakładów inwestycyjnych i wpływu na środowisko. Wykorzystywany będzie powstający nowy typ obiektów FLNG. W przeciwieństwie do FPSO, poza produkcją, magazynowaniem i rozładunkiem gazu, umożliwią również głębokie przetwarzanie na pełną skalę, tak samo jak lądowa instalacja LNG, ale zmniejszona do 25% jej powierzchni. Pierwsze 3 FLNG zostały zbudowane w 2016 roku: Prelude FLNG (Shell), PFLNG1 i PFLNG2 ( Petronas ).

Historia

Badania nad produkcją LNG na morzu prowadzone są od wczesnych lat 70., ale dopiero w połowie lat 90. rozpoczęto znaczące badania poparte rozwojem eksperymentalnym.

W 1997 roku Mobil opracował koncepcję produkcji FLNG opartą na dużej, kwadratowej konstrukcji (540 na 540 stóp (160 m × 160 m)) z basenem księżycowym pośrodku , powszechnie znanym jako „The Donut”. Propozycja Mobil została zaprojektowana tak, aby produkować 6 000 000 ton (6 600 000 ton) LNG rocznie z 7 400 000 metrów sześciennych (260 000 000 stóp sześciennych) rocznie gazu zasilającego, z magazynowaniem zapewnionym na konstrukcji na 250 000 metrów sześciennych (66 000 000 galonów amerykańskich) ) LNG i 103 000 metrów sześciennych (27 000 000 galonów amerykańskich) kondensatu .

Chevron Corporation i kilka innych firm naftowych i gazowych zleciła wspólne badanie . Zaraz po tym nastąpił tak zwany projekt badawczy „Azure”, prowadzony przez UE i kilka firm naftowych i gazowych. Oba projekty poczyniły ogromne postępy w projektowaniu stalowo-betonowych kadłubów , rozwoju części górnej i systemach przesyłu LNG .

Projekty 2010—2020

Royal Dutch Shell

W lipcu 2009 r. Royal Dutch Shell podpisał umowę z Technip i Samsung umożliwiającą zaprojektowanie, budowę i instalację wielu obiektów Shell FLNG.

W kwietniu 2010 r. Shell ogłosił, że został wybrany do zagospodarowania pól gazowych Greater Sunrise na Morzu Timorskim , co czyni go drugim obiektem Shell FLNG po Prelude . Projekt miał rozpocząć przetwarzanie gazu w 2016 roku.

Royal Dutch Shell ogłosił 20 maja 2011 r. inwestycję o wartości 12 miliardów AUD (8,71 miliarda USD ) w budowę Prelude FLNG . Budowa rozpoczęła się w październiku 2012 roku. Prelude stało się pierwszym na świecie obiektem FLNG, zakotwiczonym 200 kilometrów (120 mil) od wybrzeży Australii Zachodniej .

432 m Coral South FLNG dla Mozambiku

Petronas

W lutym 2011 Petronas przyznał kontrakt FEED na jednostkę FLNG konsorcjum Technip i Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering na zakład w Malezji . Zainstalowała swój pierwszy FLNG, PFLNG Satu , na polu gazowym Kanowit u wybrzeży Sarawak w Malezji. Pierwszy ładunek załadował na tankowiec Seri Camellia LNG o pojemności 150 200 m3 w dniu 3 kwietnia 2017 r.

Planowane projekty

Petrobras zaprosił trzy konsorcja do składania ofert dotyczących inżynierii, zamówień i kontraktów budowlanych dla elektrowni FLNG w ultragłębokich wodach basenu Santos w 2009 roku. Ostateczna decyzja inwestycyjna spodziewana była w 2011 roku.

Od listopada 2010 r. japoński Inpex planował wykorzystać FLNG do zagospodarowania pola gazowego Abadi w bloku Masela na Morzu Timorskim , a ostateczna decyzja inwestycyjna spodziewana jest do końca 2013 r. Pod koniec 2010 r. Inpex odroczył uruchomienie o dwa lata do 2018 r. i ograniczył moce produkcyjne „pierwszej fazy” do 2,5 mln ton rocznie (z proponowanych wcześniej mocy 4,5 mln ton).

Od listopada 2010 r. Chevron Corporation rozważała utworzenie obiektu FLNG w celu prowadzenia odkryć na morzu na płaskowyżu Exmouth w Australii Zachodniej , podczas gdy w 2011 r. ExxonMobil czekał na odpowiedni projekt, aby rozpocząć rozwój FLNG.

Zgodnie z prezentacją przedstawioną przez ich inżynierów na targach GASTECH 2011, firma ConocoPhillips zamierzała wdrożyć obiekt do lat 2016–2019 i ukończyła ilościową analizę ryzyka projektu, który miał zostać poddany badaniu przed FEED w pozostałej części 2011 r. [

GDF Suez Bonaparte – spółka joint venture podjęta przez australijską firmę zajmującą się poszukiwaniem ropy i gazu Santos (40%) oraz francuską międzynarodową firmę energetyczną GDF Suez (60%) – parafowana umowa pre-FEED na projekt Bonaparte FLNG na morzu Północnym Australia. Pierwsza faza projektu obejmuje pływającą LNG o zdolności produkcyjnej 2 mln ton/rok, a ostateczna decyzja inwestycyjna spodziewana jest w 2014 r., a uruchomienie planowane jest na 2018 r. Jednak w czerwcu 2014 r. GDF Suez i Santos Limited decyzja o wstrzymaniu rozwoju. Częścią decyzji było przekonanie, że długoterminowe możliwości północnoamerykańskich złóż gazu dzięki szczelinowania hydraulicznego oraz zwiększenie rosyjskich możliwości eksportowych negatywnie wpłyną na rentowność przedsięwzięcia ze względu na konkurencję.

W październiku 2016 r. firma Exmar NV przetestowała wydajność obiektu zaprojektowanego przez firmę Black & Veatch . Obiekt ma pojedynczy pociąg do skraplania, który może wyprodukować 72 miliony stóp sześciennych LNG dziennie.

W dniu 4 czerwca 2018 r. Firma Golar LNG ogłosiła, że ​​ich FLNG Hilli Episeyo uzyskał akceptację klienta po pomyślnym przetestowaniu w ciągu 16 dni od uruchomienia. FLNG Hilli Episeyo będzie obsługiwać Parenco Cameroon SA na wodach Kamerunu. FLNG Hilli Episeyo został zaprojektowany przez Black & Veatch i został zbudowany w stoczni Keppel w Singapurze .

Fortuna FLNG, która ma zostać oddana do użytku w 2020 roku, jest własnością spółki joint venture pomiędzy Ophir Energy i Golar LNG , która jest w fazie rozwoju w Gwinei Równikowej . Oczekuje się, że po uruchomieniu będzie produkować około 2,2 miliona ton gazu rocznie i będzie pierwszym FLNG działającym w Afryce.

Wyzwania

Przeniesienie produkcji LNG do środowiska morskiego stanowi wymagający zestaw wyzwań. Jeśli chodzi o projekt i budowę obiektu FLNG, każdy element konwencjonalnego obiektu LNG musi zmieścić się na obszarze mniej więcej jednej czwartej wielkości, przy jednoczesnym zachowaniu odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa i zwiększonej elastyczności produkcji LNG.

Po uruchomieniu obiektu ruch falowy będzie stanowił kolejne poważne wyzwanie. Systemy przechowywania LNG muszą być w stanie wytrzymać uszkodzenia, które mogą wystąpić, gdy fale morskie i ruchy prądu powodują chlupotanie w częściowo napełnionych zbiornikach. Transfery produktów muszą również uwzględniać skutki wiatrów, fal i prądów na otwartym morzu.

W projekcie uwzględniono rozwiązania zmniejszające wpływ ruchu i pogody, które muszą być w stanie wytrzymać – a nawet zmniejszyć – wpływ fal. W tej dziedzinie rozwój technologiczny miał głównie charakter ewolucyjny, a nie rewolucyjny, polegający na wykorzystaniu i dostosowaniu technologii, które są obecnie stosowane w produkcji ropy naftowej na morzu lub skraplaniu na lądzie . Na przykład tradycyjne ramiona załadunkowe LNG zostały przystosowane, aby umożliwić przesyłanie LNG na wodach otwartych, a zbliżają się rozwiązania oparte na wężach zarówno do przesyłania obok siebie na spokojniejszych morzach, jak i przesyłania tandemowego w trudniejszych warunkach [ urzeczywistnienie.

Zalety

Wśród paliw kopalnych gaz ziemny spala się względnie czysto. Jest również obfity i przez większość czasu był dostępny. Może być w stanie zaspokoić niektóre światowe potrzeby energetyczne, wykorzystując potencjał nieopłacalnych w innym przypadku rezerw gazu (z których kilka można znaleźć u wybrzeży północno-zachodniej Australii). Technologia FLNG zapewnia również szereg korzyści środowiskowych i ekonomicznych:

Schemat FLNG lub FPSO

• Środowisko – ponieważ wszystkie procesy przetwarzania odbywają się na polu gazowym, nie ma potrzeby układania długich rurociągów aż do brzegu. Nie ma również wymogu, aby jednostki sprężania pompowały gaz na brzeg, pogłębianie i budowa nabrzeża lub budowa zakładu przetwarzania LNG na lądzie, co znacznie zmniejsza wpływ projektu na środowisko. Unikanie budowy pomaga również chronić środowiska morskie i przybrzeżne. Dodatkowo, podczas późniejszej likwidacji obiektu, zakłócenia w środowisku zostałyby zminimalizowane, ponieważ można go było łatwo odłączyć i usunąć przed remontem i ponownym rozmieszczeniem w innym miejscu.
• Ekonomiczny – Tam, gdzie pompowanie gazu na brzeg może być zbyt drogie, FLNG sprawia, że ​​rozwój jest opłacalny ekonomicznie. W rezultacie otworzy nowe możliwości biznesowe dla krajów w zakresie rozwijania podmorskich złóż gazu, które w innym przypadku pozostałyby unieruchomione, na przykład u wybrzeży Afryki Wschodniej. FLNG sprzyja również omijaniu zawiłości z udziałem krajów sąsiednich, w których spory uczyniłyby rurociągi wrażliwymi lub niepraktycznymi, na przykład na Cyprze, w Izraelu i Europie. Co więcej, LNG powoli zyskuje swoją rolę jako paliwo do bezpośredniego użytku bez regazyfikacji , przy kosztach operacyjnych i najmniejszych korzyściach związanych z zanieczyszczeniem w transporcie drogowym, kolejowym, lotniczym i morskim.

Operacja

Obiekt FLNG będzie zacumowany bezpośrednio nad złożem gazu ziemnego. Będzie on kierował gaz z pola do instalacji pionami . Gdy gaz dotrze do obiektu, zostanie przetworzony w celu wytworzenia gazu ziemnego, LPG i kondensatu gazu ziemnego. Przetworzony gaz zasilający zostanie oczyszczony w celu usunięcia zanieczyszczeń i skroplony przez zamrożenie, przed przechowywaniem w kadłubie. Przewoźnicy oceaniczni będą wyładowywać LNG, a także inne płynne produkty uboczne w celu dostarczenia na rynki na całym świecie. Konwencjonalną alternatywą byłoby pompowanie gazu przez rurociągi do instalacji na lądzie w celu skraplania przed przekazaniem gazu do dostawy.