Flytande flytande naturgas

En flytande anläggning för flytande naturgas ( FLNG ) är en flytande produktionslagrings- och avlastningsenhet som bedriver verksamhet med flytande naturgas (LNG) för att utveckla naturgasresurser till havs . Flytande över ett offshore naturgasfält producerar FLNG-anläggningen, lagrar och överför LNG (och potentiellt LPG och kondensat ) till havs innan transportörer skickar den direkt till marknaderna.

Den senaste utvecklingen inom industrin för flytande naturgas (LNG) kräver omlokalisering av konventionella LNG-bearbetningståg till havet för att låsa upp avlägsna, mindre gasfält som inte skulle vara ekonomiskt att utveckla annars, minska kapitalkostnaderna och påverka miljön. Ny typ av FLNG-anläggningar kommer att användas. Till skillnad från FPSO:er, förutom gasproduktion, lagring och lossning, kommer de också att tillåta fullskalig djupbearbetning, samma som en LNG-anläggning på land har att erbjuda men som pressas till 25 % av sitt fotavtryck. De första 3 FLNG:erna konstruerades 2016: Prelude FLNG (Shell), PFLNG1 och PFLNG2 ( Petronas ).

Historia

Studier av LNG-produktion till havs har gjorts sedan början av 1970-talet, men det var först i mitten av 1990-talet som betydande forskning med stöd av experimentell utveckling påbörjades.

1997 utvecklade Mobil ett FLNG-produktionskoncept baserat på en stor, kvadratisk struktur (540 x 540 fot (160 m × 160 m)) med en moonpool i mitten, allmänt känd som "The Doughnut". Mobilförslaget dimensionerades för att producera 6 000 000 ton (6 600 000 ton) LNG per år producerad från 7 400 000 kubikmeter (260 000 000 cu ft) per år matargas, med lagring tillhandahållen på strukturen för 250 000,000 galmeter (6 kubikkmeter US). ) av LNG och 103 000 kubikmeter (27 000 000 US gal) kondensat .

1999 beställdes en större studie som ett gemensamt projekt av Chevron Corporation och flera andra olje- och gasbolag. Detta följdes tätt av det så kallade forskningsprojektet "Azure", som genomfördes av EU och flera olje- och gasbolag. Båda projekten gjorde stora framsteg inom stålbetongskrovdesign , topsideutveckling och LNG- överföringssystem.

Projekt 2010—2020

Royal Dutch Shell

I juli 2009 tecknade Royal Dutch Shell ett avtal med Technip och Samsung som tillåter design, konstruktion och installation av flera Shell FLNG-anläggningar.

I april 2010 tillkännagav Shell att det hade valts ut för att utveckla gasfälten Greater Sunrise i Timorsjön, vilket gör det till Shells andra FLNG-anläggning efter Prelude . Projektet var planerat att börja bearbeta gas under 2016.

Royal Dutch Shell tillkännagav en investering på 12 miljarder AUD (8,71 miljarder USD ) den 20 maj 2011 för att bygga Prelude FLNG . Bygget började i oktober 2012. Prelude blev världens första FLNG-anläggning, förankrad 200 kilometer (120 mi) utanför västra Australiens kust .

432 m Coral South FLNG för Moçambic

Petronas

I februari 2011 tilldelade Petronas ett FEED-kontrakt för en FLNG-enhet till ett konsortium av Technip och Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering för en anläggning i Malaysia . Den installerade sin första FLNG, PFLNG Satu , i gasfältet Kanowit utanför Sarawaks strand , Malaysia. Den lastade sin första last på det 150 200 cbm Seri Camellia LNG-fartyget den 3 april 2017.

Planerade projekt

Petrobras bjöd in tre konsortier att lämna in förslag på konstruktions-, upphandlings- och byggkontrakt för FLNG-anläggningar i ultradjupa vatten i Santosbassängen under 2009. Ett slutgiltigt investeringsbeslut förväntades 2011. [

Från och med november 2010 planerade japanska Inpex att utnyttja FLNG för att utveckla Abadi-gasfältet i Masela-blocket i Östtimorsjön, med ett slutgiltigt investeringsbeslut som väntas i slutet av 2013. I slutet av 2010 sköt Inpex upp start med två år till 2018 och minska sin "första fas"-kapacitet till 2,5 miljoner ton per år (från en tidigare föreslagen kapacitet på 4,5 miljoner ton).

I november 2010 övervägde Chevron Corporation en FLNG-anläggning för att utveckla fyndigheter till havs i Exmouth-platån i västra Australien, [ medan ExxonMobil 2011 väntade på ett lämpligt projekt för att lansera sin FLNG-utveckling.

Enligt en presentation som hölls av deras ingenjörer vid GASTECH 2011, hade ConocoPhillips som mål att implementera en anläggning 2016–19, och hade slutfört den kvantitativa riskanalysen av en design som skulle genomgå pre-FEED-studie under resten av 2011.

GDF Suez Bonaparte – ett samriskföretag som genomförs av det australiensiska olje- och gasprospekteringsföretaget Santos (40 %) och det franska multiinternationella energibolaget GDF Suez (60 %) – har paraferat tilldelat ett pre-FEED-kontrakt för Bonaparte FLNG-projektet offshore Northern Australien. Den första fasen av projektet kräver en flytande LNG- produktionsanläggning med en kapacitet på 2 miljoner mt/år, med ett slutgiltigt investeringsbeslut väntas 2014 och start planerad till 2018. I juni 2014 gjorde dock GDF Suez och Santos Limited ett beslut att stoppa utvecklingen. En del av beslutet inkluderade uppfattningen att de nordamerikanska gasfältens långsiktiga kapacitet på grund av hydraulisk spräckningsteknik och ökande rysk exportkapacitet skulle påverka satsningens lönsamhet negativt på grund av konkurrensen.

I oktober 2016 testade Exmar NV prestanda en anläggning designad av Black & Veatch . Anläggningen har ett enda flytande tåg som kan producera 72 miljoner kubikfot per dag av LNG.

Den 4 juni 2018 meddelade Golar LNG att deras FLNG Hilli Episeyo hade fått en kundacceptans efter att ha testats framgångsrikt under 16 dagars driftsättning. FLNG Hilli Episeyo kommer att tjäna Parenco Cameroon SA i Kameruns vatten. FLNG Hilli Episeyo är designad av Black & Veatch och byggdes på Keppel Shipyard i Singapore .

Fortuna FLNG, som ska tas i drift 2020, ägs av ett joint venture mellan Ophir Energy och Golar LNG är under utveckling i Ekvatorialguinea . När den är i drift förväntas den producera cirka 2,2 miljoner ton gas per år och vara den första FLNG som verkar i Afrika.

Utmaningar

Att flytta LNG- produktion till en offshoremiljö innebär en krävande uppsättning utmaningar. När det gäller design och konstruktion av FLNG-anläggningen måste varje element i en konventionell LNG-anläggning passa in i ett område som är ungefär en fjärdedel av storleken, samtidigt som lämpliga säkerhetsnivåer upprätthålls och LNG-produktionen ökar flexibiliteten.

När en anläggning väl är i drift kommer vågrörelser att utgöra ytterligare en stor utmaning. LNG-inneslutningssystem måste kunna motstå de skador som kan uppstå när havets våg- och strömrörelser orsakar skvalp i de delvis fyllda tankarna. Produktöverföringar måste också hantera effekterna av vindar, vågor och strömmar i öppet hav.

Lösningar för att minska effekten av rörelse och väder tas upp i designen, som måste kunna motstå – och till och med minska – påverkan från vågor. Inom detta område har den tekniska utvecklingen huvudsakligen varit evolutionär snarare än revolutionerande, och den har utnyttjat och anpassat teknologier som för närvarande tillämpas på offshore-oljeproduktion eller flytande på land . Till exempel har traditionella LNG-lastarmar anpassats för att möjliggöra LNG-överföringar i öppet vatten, och slangbaserade lösningar för både sida vid sida-överföringar i lugnare hav och tandemöverföringar under tuffare förhållanden närmar sig [ förverkligande.

Fördelar

Bland fossila bränslen är naturgas relativt ren förbränning . Det är också rikligt och har varit överkomligt för det mesta. Den kanske kan möta en del av världens energibehov genom att realisera potentialen hos annars olönsamma gasreserver (av vilka flera kan hittas utanför nordvästra Australien). FLNG-teknik ger också ett antal miljömässiga och ekonomiska fördelar:

FLNG eller FPSO diagram

• Miljö - Eftersom all bearbetning sker vid gasfältet, finns det inget behov av att lägga långa rörledningar hela vägen till stranden. Det finns inte heller något krav på att kompressionsenheter ska pumpa gasen till land, muddrings- och bryggkonstruktioner eller landbyggen av en LNG-bearbetningsanläggning, vilket alla väsentligt minskar projektets miljöavtryck. Att undvika konstruktion bidrar också till att bevara havs- och kustmiljöer. Dessutom skulle miljöstörningar minimeras under den senare avvecklingen av anläggningen, eftersom den lätt kunde kopplas bort och tas bort innan den renoverades och återinstalleras någon annanstans.
• Ekonomiskt – Där det kan vara oöverkomligt dyrt att pumpa gas till land, gör FLNG utveckling ekonomiskt lönsam. Som ett resultat kommer det att öppna upp nya affärsmöjligheter för länder att utveckla gasfält till havs som annars skulle förbli strandade, som de utanför Östafrikas kust. FLNG bidrar också till att kringgå komplexiteter som involverar grannländer där tvister skulle göra rörledningar sårbara eller opraktiska som i Cypern, Israel och Europa. Dessutom vinner LNG sakta sin roll som direktanvändningsbränsle utan återförgasning med driftskostnader och minsta föroreningsfördelar inom väg-, järnvägs-, flyg- och sjötransporter.

Drift

FLNG-anläggningen kommer att förtöjas direkt ovanför naturgasfältet. Den kommer att leda gas från fältet till anläggningen via stigrör . När gasen når anläggningen kommer den att bearbetas för att producera naturgas, gasol och naturgaskondensat. Den bearbetade matargasen kommer att behandlas för att avlägsna föroreningar och göras flytande genom frysning, [ innan den lagras i skrovet. Oceangående transportörer kommer att lasta av LNG, såväl som andra flytande biprodukter, för leverans till marknader över hela världen. Det konventionella alternativet till detta skulle vara att pumpa gas genom rörledningar till en landbaserad anläggning för kondensering, innan gasen överförs för leverans.