Una instalación flotante de gas natural licuado ( FLNG ) es una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga que lleva a cabo operaciones de gas natural licuado (GNL) para desarrollar recursos de gas natural en alta mar . Flotando sobre un yacimiento 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 a los mercados.
Los recientes desarrollos en la industria del gas natural licuado (GNL) requieren la reubicación de las unidades de procesamiento de GNL convencionales (o trenes) en el mar para desbloquear campos de gas remotos y más pequeños que no serían económicos de desarrollar de otra manera. El uso de estos nuevos tipos de instalaciones de FLNG reduce los gastos de capital y los impactos ambientales. [1] A diferencia de las unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga ( FPSO ), las FLNG también permitirán un procesamiento profundo a gran escala, como lo hace una planta de GNL en tierra [2], pero reducirán su huella al 25% t [ cita requerida ] . Las primeras 3 FLNG se construyeron en 2016: Prelude FLNG ( Shell ), PFLNG1 y PFLNG2 ( Petronas ).
Los estudios sobre la producción de GNL en alta mar se han llevado a cabo desde principios de la década de 1970, pero recién a mediados de la década de 1990 comenzaron investigaciones importantes respaldadas por el desarrollo experimental. [3]
En 1997, Mobil desarrolló un concepto de producción de FLNG basado en una gran estructura cuadrada de 540 por 540 pies (160 m × 160 m) con un moonpool en el centro, [4] comúnmente conocido como "The Doughnut". [ 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 provisto en la estructura para 250.000 metros cúbicos (66.000.000 galones estadounidenses) de GNL y 103.000 metros cúbicos (27.000.000 galones estadounidenses) de condensado . [4]
En 1999, Chevron Corporation y otras compañías de petróleo y gas encargaron un importante estudio como proyecto conjunto . [5] Esto fue seguido de cerca por el llamado proyecto de investigación "Azure", llevado a cabo por la UE y varias compañías de petróleo y gas. [6] Ambos proyectos contribuyeron al diseño de cascos de acero y hormigón , un nuevo desarrollo con sistemas de transferencia de GNL . [3]
En julio de 2009, Royal Dutch Shell , o simplemente Shell, firmó un acuerdo con Technip y Samsung que permite el diseño, la construcción y la instalación de múltiples instalaciones FLNG de Shell. [7]
El 20 de mayo de 2011, Royal Dutch Shell anunció una inversión de 12 mil millones de dólares australianos (8,71 mil millones de dólares estadounidenses ) para construir Prelude FLNG . [8] La construcción comenzó en octubre de 2012. [9] Prelude se convirtió en la primera instalación FLNG del mundo, anclada a 200 kilómetros (120 millas) de la costa de Australia Occidental . [10]
En abril de 2010, Shell anunció que había sido seleccionada para desarrollar los yacimientos de gas Greater Sunrise en el Mar de Timor , convirtiéndose en la segunda instalación FLNG de Shell después de Prelude . [11] El proyecto estaba programado para comenzar a procesar gas en 2016. [8]
En febrero de 2011, Petronas adjudicó un contrato FEED para una unidad FLNG a un consorcio de Technip y Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering [12] para una instalación en Malasia . [13] Instaló su primer FLNG, PFLNG Satu , en el yacimiento de gas Kanowit frente a la costa de Sarawak , Malasia. Cargó su primer cargamento en el buque metanero Seri Camellia de 150.200 metros cúbicos el 3 de abril de 2017. [14] [15]
Petrobras invitó a tres consorcios a presentar propuestas para contratos de ingeniería, adquisición y construcción de plantas de FLNG en las aguas ultraprofundas de la Cuenca de Santos durante 2009. Se esperaba una decisión final sobre la inversión en 2011. [16] [ necesita actualización ]
En noviembre de 2010 [actualizar], la japonesa Inpex planeó utilizar FLNG para desarrollar el yacimiento de gas Abadi en el bloque Masela del Mar de Timor , y se esperaba una decisión final sobre la inversión para fines de 2013. [17] A fines de 2010, Inpex aplazó la puesta en marcha por dos años hasta 2018 y redujo su capacidad de "primera fase" a 2,5 millones de toneladas por año (de una capacidad propuesta previamente de 4,5 millones de toneladas). [17] [ necesita actualización ]
En noviembre de 2010 [actualizar], Chevron Corporation estaba considerando una instalación de FLNG para desarrollar descubrimientos offshore en la meseta de Exmouth en Australia Occidental, [18] [ necesita actualización ] mientras que en 2011, ExxonMobil estaba esperando un proyecto apropiado para lanzar su desarrollo de FLNG. [19]
Según una presentación realizada por 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 pre-FEED durante el resto de 2011. [20] [ necesita actualización ]
GDF Suez Bonaparte, una empresa conjunta formada por la empresa australiana de exploración de petróleo y gas Santos (40%) y la empresa francesa multinacional de energía GDF Suez (60%), recibió inicialmente un contrato pre-FEED para el proyecto FLNG Bonaparte en alta mar en el norte de Australia. La primera fase del proyecto requiere una instalación flotante de producción de GNL con una capacidad de 2 millones de toneladas métricas/año [ aclaración necesaria ] , y se espera una decisión final de inversión en 2014 y la puesta en marcha está prevista para 2018. [21] Sin embargo, en junio de 2014, GDF Suez y Santos Limited tomaron la decisión de detener el desarrollo. Una parte de la decisión incluía la percepción de que las capacidades a largo plazo de los yacimientos 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. [8]
En octubre de 2016, Exmar NV realizó pruebas de rendimiento en 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. [22]
El 4 de junio de 2018, Golar LNG anunció que su buque FLNG Hilli Episeyo había obtenido la aceptación del cliente después de haber sido probado con éxito durante 16 días de puesta en servicio. El buque FLNG Hilli Episeyo prestará servicios a Parenco Cameroon SA en aguas de Camerún. El buque FLNG Hilli Episeyo fue diseñado por Black & Veatch y construido en el astillero Keppel en Singapur . [23]
Fortuna FLNG, que se pondrá en funcionamiento en 2020, es propiedad de una empresa conjunta entre Ophir Energy y Golar LNG y se encuentra en desarrollo en Guinea Ecuatorial . Cuando esté operativo, se espera que produzca alrededor de 2,2 millones de toneladas de gas al año y sea el primer FLNG en operar en África. [24]
Trasladar la producción de GNL a un entorno marino presenta varios desafíos. En términos de diseño y construcción de la instalación de GNL, cada elemento de una instalación de GNL convencional debe caber en un área que es aproximadamente una cuarta parte del tamaño, manteniendo al mismo tiempo los niveles adecuados de seguridad y brindando mayor flexibilidad a la producción de GNL. [25]
Una vez que una instalación está en funcionamiento, las olas del océano presentan otro desafío. [26] Los sistemas de contención de GNL deben ser capaces de soportar el daño que puede ocurrir cuando las olas del mar y los movimientos de las corrientes causan chapoteo en los tanques parcialmente llenos. Las transferencias de producto también deben lidiar con los efectos de los vientos, las olas y las corrientes en mar abierto. [4]
Las soluciones para reducir el efecto del movimiento y el clima se abordan en el diseño, que debe ser capaz de soportar –e incluso reducir– el impacto de las olas. En este ámbito, 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 a la licuefacción en tierra . Por ejemplo, los brazos de carga de GNL tradicionales [ aclaración necesaria ] se han adaptado para permitir transferencias de GNL en mar abierto, y las soluciones basadas en mangueras tanto para transferencias en paralelo en mares más tranquilos como para transferencias en tándem en condiciones más duras están a punto de [¿ cuándo? ] hacerse realidad. [27]
Entre los combustibles fósiles , el gas natural es un combustible relativamente limpio que se quema. [28] También es abundante. [29] Puede ser capaz de satisfacer algunas de las necesidades energéticas del mundo aprovechando el potencial de reservas de gas que de otro modo no serían viables (varias de las cuales se pueden encontrar en alta mar en el noroeste de Australia). [30] La tecnología FLNG también ofrece una serie de ventajas ambientales y económicas:
La instalación FLNG estará anclada directamente sobre el yacimiento de gas natural, desde donde transportará el gas desde el yacimiento hasta la instalación a través de tuberías ascendentes . [35] Al llegar a la instalación, el gas se procesará para producir gas natural, GLP y condensado de gas natural. El gas de alimentación procesado se tratará para eliminar las impurezas y luego se licuará mediante congelación antes de almacenarse en el casco del buque. Los buques de carga oceánica descargarán luego el gas natural licuado, así como otros subproductos líquidos, para su entrega a los mercados de todo el mundo. [36]
La decisión pone de relieve los riesgos que enfrentan los proyectos australianos de exportación de gas, que deben hacer frente a los altos costos y a la competencia de América del Norte y Rusia, que compiten por proporcionar a las empresas de servicios públicos 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.