Pływający skroplony gaz ziemny - Floating liquefied natural gas

Pływających skroplonego gazu ziemnego ( FLNG ) zakład jest fpso jednostka, która przewodzi skroplonego gazu ziemnego (LNG) na rozwój operacji morskich Gaz ziemny zasobów. Unoszący się nad przybrzeżnym polem gazu ziemnego obiekt FLNG produkuje, skrapla, przechowuje i przesyła LNG (i potencjalnie LPG i kondensat ) na morzu, zanim przewoźnicy wyślą go bezpośrednio na rynki.

Historia

Badania nad produkcją LNG na morzu prowadzone są od początku lat 70., ale dopiero w połowie lat 90. rozpoczęły się znaczące badania wspierane eksperymentalnym rozwojem.

W 1997 roku firma Mobil opracowała koncepcję produkcji FLNG opartą na dużej, kwadratowej konstrukcji (540 na 540 stóp (160 m × 160 m)) z basenem księżycowym pośrodku, powszechnie znanej jako „Pączek”. Propozycja firmy Mobil została zaprojektowana tak, aby wyprodukować 6 000 000 ton (6 600 000 ton) LNG rocznie produkowanego z 7 400 000 metrów sześciennych (260 000 000 stóp sześciennych) rocznie gazu wsadowego, przy czym na konstrukcji zapewniono magazynowanie na 250 000 metrów sześciennych (66 000 000 gal. USA) LNG oraz 103 000 metrów sześciennych (27 000 000 galonów amerykańskich) kondensatu .

W 1999 r. Chevron Corporation i kilka innych firm naftowych i gazowych zleciły przeprowadzenie dużego badania jako wspólnego projektu . Tuż za nim podążał tak zwany projekt badawczy „Azure”, prowadzony przez UE i kilka firm naftowych i gazowych. Oba projekty poczyniły ogromne postępy w zakresie projektowania stalowych kadłubów betonowych , rozwoju nadbudówki i systemów przesyłowych LNG .

Obecne projekty

Królewska holenderska muszla

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

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

Royal Dutch Shell ogłosił 20 maja 2011 r. zainwestowanie 12 miliardów AUD (8,71 miliardów 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) u wybrzeży Australii Zachodniej .

432 m Coral South FLNG dla Mozambiku

Petronas

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

Planowane projekty

Petrobras zaprosił trzy konsorcja do złożenia propozycji projektów inżynieryjnych, zamówień i kontraktów budowlanych dla instalacji FLNG w ultragłębokich wodach basenu Santos w 2009 roku. Ostatecznej decyzji inwestycyjnej oczekiwano w 2011 roku.

Od listopada 2010 r. japoński Inpex planował wykorzystać FLNG do zagospodarowania pola gazowego Abadi w bloku Masela na Morzu Timor , z ostateczną decyzją inwestycyjną oczekiwaną do końca 2013 r. Pod koniec 2010 r. Inpex odroczył uruchomienie o dwa lata do 2018 r. i obniżył moce „pierwszej fazy” do 2,5 mln ton rocznie (z wcześniej proponowanej zdolności 4,5 mln ton).

Od listopada 2010 r. Chevron Corporation rozważał budowę obiektu FLNG do badań morskich na płaskowyżu Exmouth w Australii Zachodniej, podczas gdy w 2011 r. ExxonMobil czekał na odpowiedni projekt, aby rozpocząć rozwój FLNG.

Zgodnie z prezentacją wygłoszoną przez ich inżynierów na GASTECH 2011, ConocoPhillips zamierzał wdrożyć obiekt do 2016-19 i zakończył ilościową analizę ryzyka projektu, który zostanie poddany badaniu przed FEED w pozostałej części 2011 roku.

GDF Suez Bonaparte – spółka joint venture podjęta przez australijską firmę zajmującą się poszukiwaniem ropy naftowej i gazu Santos (40%) i francuską międzynarodową firmę energetyczną GDF Suez (60%) – parafowana, która otrzymała kontrakt pre-FEED dla projektu Bonaparte FLNG offshore Northern Australia. Pierwsza faza projektu zakłada budowę pływającej instalacji do produkcji LNG o przepustowości 2 mln mt/rok, z ostateczną decyzją inwestycyjną w 2014 roku i uruchomieniem w 2018 roku. Jednak w czerwcu 2014 roku GDF Suez i Santos Limited złożyły decyzja o wstrzymaniu rozwoju. Częścią tej decyzji było spostrzeżenie, że długoterminowe możliwości północnoamerykańskich złóż gazowych dzięki technologiom szczelinowania hydraulicznego oraz zwiększenie rosyjskich możliwości eksportowych negatywnie wpłyną na rentowność przedsięwzięcia ze względu na konkurencję.

W październiku 2016 r. Exmar NV przeprowadził testy wydajnościowe obiektu zaprojektowanego przez Black & Veatch . Obiekt posiada pojedynczy pociąg do skraplania, który może wyprodukować 72 miliony stóp sześciennych LNG dziennie.

W dniu 4 czerwca 2018 r. Golar LNG ogłosił, 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 r., należy do spółki joint venture Ophir Energy i Golar LNG, która jest w fazie rozwoju w Gwinei Równikowej . Oczekuje się, że po uruchomieniu będzie produkować około 2,2 mln 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 instalacji FLNG, każdy element konwencjonalnej instalacji LNG musi zmieścić się na obszarze o wielkości około jednej czwartej, przy jednoczesnym zachowaniu odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa i zapewnieniu większej elastyczności produkcji LNG.

Po uruchomieniu obiektu ruch fal będzie stanowić kolejne poważne wyzwanie. Systemy bezpiecznego magazynowania LNG muszą być w stanie wytrzymać uszkodzenia, które mogą wystąpić, gdy fale morskie i prądy morskie spowodują rozchlapywanie częściowo wypełnionych zbiorników. Transfery produktów muszą również radzić sobie ze skutkami wiatrów, fal i prądów na otwartym morzu.

W projekcie uwzględniono rozwiązania mające na celu zmniejszenie wpływu ruchu i pogody, które muszą być w stanie wytrzymać, a nawet ograniczyć wpływ fal. W tej dziedzinie rozwój technologiczny był głównie ewolucyjny, a nie rewolucyjny, wykorzystujący i adaptujący technologie, które są obecnie stosowane do wydobycia ropy naftowej na morzu lub skraplania na lądzie . Na przykład, tradycyjne ramiona załadunkowe LNG zostały dostosowane tak, aby umożliwić przenoszenie LNG na otwartej wodzie, a rozwiązania oparte na wężach zarówno do przeładunków side-by-side na spokojniejszych morzach, jak i przerzutów tandemowych w trudniejszych warunkach są bliskie realizacji.

Zalety

Wśród paliw kopalnych , gaz ziemny jest stosunkowo czyste spalanie. Jest również obfity i przystępny cenowo i może być w stanie zaspokoić światowe zapotrzebowanie na energię dzięki wykorzystaniu potencjału nierentownych w inny sposób rezerw gazu (z których kilka znajduje się na morzu w północno-zachodniej Australii). Technologia FLNG zapewnia również szereg korzyści środowiskowych i ekonomicznych:

• Ochrona środowiska — ponieważ całe przetwarzanie odbywa się na polu gazowym, nie ma potrzeby układania długich rurociągów aż do brzegu. Nie ma również wymogu, aby agregaty sprężające przepompowywały gaz na ląd, pogłębiały i budowały nabrzeże ani budowały na lądzie zakładu przetwarzania LNG, co znacznie zmniejsza ślad środowiskowy projektu. Unikanie budowy pomaga również chronić środowiska morskie i przybrzeżne. Ponadto zakłócenia środowiskowe zostałyby zminimalizowane podczas późniejszej likwidacji obiektu, ponieważ można by go łatwo odłączyć i usunąć przed renowacją i ponownym umieszczeniem w innym miejscu.
• Ekonomiczny – tam, gdzie pompowanie gazu na ląd może być zbyt drogie, FLNG sprawia, że ​​rozwój jest ekonomicznie opłacalny. W rezultacie otworzy to nowe możliwości biznesowe dla krajów w zakresie rozwoju złóż gazu na morzu, które w przeciwnym razie pozostałyby opuszczone, takie jak te u wybrzeży Afryki Wschodniej. FLNG przyczynia się również do omijania złożoności obejmujących sąsiednie kraje, w których spory naraziłyby rurociągi na zagrożenia lub byłyby niepraktyczne, takie jak Cypr i Izrael. Co więcej, LNG powoli zyskuje swoją rolę jako paliwo do bezpośredniego wykorzystania bez regazyfikacji, z kosztami operacyjnymi i najmniejszymi korzyściami związanymi z zanieczyszczeniem w transporcie drogowym, kolejowym, lotniczym i morskim.

Operacja

Obiekt FLNG będzie zacumowany bezpośrednio nad polem gazu ziemnego. Gaz będzie kierował z pola do obiektu pionami . Gdy gaz dotrze do obiektu, zostanie przetworzony na gaz ziemny, LPG oraz kondensat gazu ziemnego. Przetworzony gaz zasilający zostanie poddany obróbce w celu usunięcia zanieczyszczeń i skroplony poprzez zamrożenie, zanim zostanie zmagazynowany w kadłubie. Statki oceaniczne będą rozładowywać LNG, jak również inne płynne produkty uboczne, w celu dostarczenia na rynki na całym świecie. Konwencjonalną alternatywą byłoby pompowanie gazu rurociągami do instalacji na lądzie w celu skraplania, przed przekazaniem gazu do dostawy.

Bibliografia