Una instalación flotante de gas natural licuado ( FLNG ) es una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga 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 FLNG produce depósitos licuados y transfiere GNL (y potencialmente GLP y condensado ) en el mar antes de que los transportistas lo envíen directamente a los mercados.
Los recientes desarrollos en la industria del gas natural licuado (GNL) requieren la reubicación de trenes de procesamiento de GNL convencionales en el mar para desbloquear campos de gas remotos y más pequeños que de otro modo no sería económico desarrollar, reducir los gastos de capital y el impacto en el medio ambiente. [1] Se utilizarán nuevos tipos emergentes de instalaciones de FLNG. A diferencia de las unidades flotantes de almacenamiento y descarga de producción ( FPSO ), también permitirán un procesamiento profundo a gran escala, lo mismo que la planta de GNL en tierra tiene para ofrecer, pero reducida al 25% de su huella. [2] Los primeros 3 FLNG se construyeron en 2016: Prelude FLNG (Shell), PFLNG1 y PFLNG2 ( Petronas ).
Desde principios de la década de 1970 se han realizado estudios sobre la producción de GNL en alta mar, pero no fue hasta mediados de la década de 1990 que comenzaron investigaciones importantes respaldadas por desarrollo experimental. [3]
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 un estanque lunar en el centro, [4] comúnmente conocido como "The Donut". [ cita necesaria ] 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 EE.UU.). ) de GNL y 103.000 metros cúbicos (27.000.000 gal EE.UU.) de condensado . [4]
En 1999, Chevron Corporation y varias otras empresas de petróleo y gas encargaron un importante estudio como proyecto conjunto . [5] 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. [6] Ambos proyectos lograron grandes avances en el diseño del casco de acero y hormigón , el desarrollo de la parte superior y los sistemas de transferencia de GNL . [3]
En julio de 2009, Royal Dutch Shell firmó un acuerdo con Technip y Samsung que permite el diseño, construcción e instalación de múltiples instalaciones de Shell FLNG. [7]
En abril de 2010, Shell anunció que había sido seleccionada para desarrollar los campos de gas Greater Sunrise en el Mar de Timor , convirtiéndola en la segunda instalación de FLNG de Shell después de Prelude . [8] Estaba previsto que el proyecto comenzara a procesar gas en 2016. [9]
Royal Dutch Shell anunció una inversión de 12 mil millones de dólares australianos (8,71 mil millones de dólares ) el 20 de mayo de 2011 para construir Prelude FLNG . [9] La construcción comenzó en octubre de 2012. [10] Prelude se convirtió en la primera instalación de FLNG del mundo, anclada a 200 kilómetros (120 millas) de la costa de Australia Occidental . [11]
432m Coral South FLNG para Mozambique. [12]
En febrero de 2011, Petronas adjudicó un contrato FEED para una unidad FLNG a un consorcio de Technip y Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering [13] para una instalación en Malasia . [14] Instaló su primer FLNG, PFLNG Satu , en el campo de gas de Kanowit frente a la costa de Sarawak , Malasia. Cargó su primera carga en el buque de GNL Seri Camellia de 150.200 metros cúbicos el 3 de abril de 2017. [15] [16]
Petrobras invitó a tres consorcios a presentar propuestas de contratos de ingeniería, adquisiciones y construcción para plantas de FLNG en aguas ultraprofundas de la Cuenca de Santos durante 2009. Se esperaba una decisión final de inversión en 2011. [17] [ necesita actualización ]
En noviembre de 2010 [actualizar], Inpex de Japón planeaba aprovechar el FLNG para desarrollar el campo de gas Abadi en el bloque Masela del Mar de Timor , y se esperaba una decisión final de inversión para finales de 2013. [18] A finales de 2010, Inpex aplazó la puesta en marcha en dos años hasta 2018 y redujo su capacidad de la 'primera fase' a 2,5 millones de toneladas por año (de una capacidad propuesta anteriormente de 4,5 millones de toneladas). [18] [ necesita actualización ]
En noviembre de 2010 [actualizar], Chevron Corporation estaba considerando una instalación de FLNG para desarrollar descubrimientos costa afuera en la meseta de Exmouth en Australia Occidental, [19] [ necesita actualización ] mientras que en 2011, ExxonMobil estaba esperando un proyecto apropiado para lanzar su desarrollo de FLNG. [20]
Según una presentación realizada por sus ingenieros en GASTECH 2011, ConocoPhillips pretendía implementar una instalación entre 2016 y 2019 y había completado el análisis de riesgo cuantitativo de un diseño que se sometería a un estudio previo a FEED durante el resto de 2011. [21] [ necesita actualización ]
GDF Suez Bonaparte, una empresa conjunta emprendida por la empresa australiana de exploración de petróleo y gas Santos (40%) y la multinacional francesa de energía GDF Suez (60%), recibió la adjudicación de un contrato previo a FEED para el proyecto Bonaparte FLNG en alta mar en el Norte. Australia. La primera fase del proyecto prevé una instalación flotante de producción de GNL con una capacidad de 2 millones de toneladas/año, cuya decisión final de inversión se espera para 2014 y su puesta en marcha prevista para 2018. [22] 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 fracturación hidráulica y el aumento de las capacidades de exportación rusas afectarían negativamente la rentabilidad de la empresa debido a la competencia. [9]
En octubre de 2016, Exmar NV probó el rendimiento de una instalación diseñada por Black & Veatch . La instalación cuenta con un único tren de licuefacción que puede producir 72 millones de pies cúbicos diarios de GNL. [23]
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 servicio a Parenco Cameroon SA en aguas de Camerún. FLNG Hilli Episeyo está diseñado por Black & Veatch y fue construido en el Astillero Keppel en Singapur . [24]
Fortuna FLNG, que entrará en funcionamiento en 2020, es propiedad de una empresa conjunta entre Ophir Energy y Golar LNG y está en desarrollo en Guinea Ecuatorial . Cuando esté operativo, se espera que produzca alrededor de 2,2 millones de toneladas por año de gas y que sea el primer FLNG en operar en África. [25]
Trasladar la producción de GNL a un entorno marino presenta una serie de desafíos exigentes. En términos de diseño y construcción de la instalación de GNL, cada elemento de una instalación de GNL convencional debe caber en un área de aproximadamente una cuarta parte del tamaño, manteniendo al mismo tiempo niveles adecuados de seguridad y dando una mayor flexibilidad a la producción de GNL. [26]
Una vez que una instalación esté en funcionamiento, el movimiento de las olas presentará otro desafío importante. [27] Los sistemas de contención de GNL deben ser capaces de resistir los daños que pueden ocurrir cuando las olas del mar y los movimientos de las corrientes causan chapoteo 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. [4]
Las soluciones para reducir el efecto del movimiento y las condiciones climáticas 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 actualmente se aplican a la producción de petróleo en alta mar o a la 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 se acercan soluciones basadas en mangueras tanto para transferencias lado a lado en mares más tranquilos como para transferencias en tándem en condiciones más difíciles [ ¿cuándo? ] fruición. [28]
Entre los combustibles fósiles , el gas natural es el de combustión relativamente limpia. [29] También es abundante y ha sido asequible [30] la mayor parte del tiempo. Es posible que pueda satisfacer algunas de las necesidades energéticas del mundo aprovechando el potencial de reservas de gas que de otro modo serían inviables (varias de las cuales se pueden encontrar en alta mar en el noroeste de Australia). [31] La tecnología FLNG también ofrece una serie de ventajas medioambientales y económicas:
La instalación de FLNG estará amarrada directamente sobre el campo de gas natural. Enrutará el gas desde el campo a las instalaciones a través de tubos ascendentes . [36] Cuando el gas llegue a la instalación, será procesado para producir gas natural, GLP y condensado de gas natural. El gas de alimentación procesado será tratado para eliminar impurezas y licuado mediante congelación [ se necesita aclaración ] antes de almacenarlo en el casco. Los transportistas marítimos descargarán el GNL, así como otros subproductos líquidos, para su entrega a los mercados de todo el mundo. [37] La alternativa convencional a esto sería bombear gas a través de tuberías a una instalación en tierra para su licuefacción, antes de transferir el gas para su entrega. [3]
La decisión destaca los riesgos que enfrentan los proyectos australianos de exportación de gas mientras enfrentan altos costos y la competencia de América del Norte y Rusia, que compiten por proporcionar a las empresas asiáticas 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.