Gas natural licuado flotante

Una planta flotante de gas natural licuado ( FLNG , por sus siglas en inglés) es una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga que lleva a cabo operaciones de gas natural licuado (GNL) para el desarrollo de recursos de gas natural en alta mar . Flotando sobre un yacimiento de gas natural en alta mar, la planta FLNG produce gas licuado, lo almacena y lo transfiere (y potencialmente GLP y condensado ) en el mar antes de que los buques lo transporten a los mercados.

Los recientes avances 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 acceder a campos de gas remotos y más pequeños que de otro modo no serían económicamente viables de desarrollar. El uso de estos nuevos tipos de instalaciones 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 el procesamiento profundo a escala completa, como lo hace una planta de GNL en tierra ^{[ 2 ]} pero reducirán su huella al 25 %t . Las primeras 3 FLNG se construyeron en 2016: Prelude FLNG ( Shell ), PFLNG1 y PFLNG2 ( Petronas ).

Se han realizado estudios sobre la producción de GNL en alta mar desde principios de la década de 1970, pero no fue hasta mediados de la década de 1990 que comenzaron investigaciones significativas respaldadas por el desarrollo experimental. ^{[ 3 ]}

En 1997, Mobil desarrolló un concepto de producción de GNL flotante basado en una gran estructura cuadrada de 540 por 540 pies (160 m × 160 m) con un pozo central, ^{[ 4 ]} comúnmente conocido como "La Dona". La propuesta de Mobil estaba dimensionada para producir 6.000.000 de 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 varias otras compañías de petróleo y gas encargaron un importante estudio como proyecto conjunto . ^{[ 5 ]} A este le siguió de cerca 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 ]}

Petrobras invitó a tres consorcios a presentar propuestas para contratos de ingeniería, adquisición y construcción de plantas FLNG en las aguas ultraprofundas de la Cuenca de Santos durante 2009. Se esperaba una decisión final de inversión en 2011. ^{[ 16 ]}

A partir de noviembre de 2010 La empresa japonesa Inpex planeaba utilizar plantas flotantes de GNL para desarrollar el yacimiento de gas Abadi en el bloque Masela del mar de Timor , y se esperaba una decisión final de inversión para finales de 2013. ^{[ 17 ]} A finales de 2010, Inpex pospuso la puesta en marcha dos años, hasta 2018, y redujo su capacidad de la "primera fase" a 2,5 millones de toneladas al año (desde una capacidad propuesta previamente de 4,5 millones de toneladas). ^{[ 17 ]}

A partir de noviembre de 2010 , Chevron Corporation estaba considerando una instalación FLNG para desarrollar descubrimientos en alta mar en la meseta de Exmouth de Australia Occidental, ^{[ 18 ]}mientras que en 2011, ExxonMobil estaba esperando un proyecto adecuado 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 cuantitativo de riesgos de un diseño que se sometería a un estudio pre-FEED durante el resto de 2011. ^{[ 20 ]}

GDF Suez Bonaparte, una empresa conjunta formada por la empresa australiana de exploración de petróleo y gas Santos (40%) y la multinacional energética francesa GDF Suez (60%), inicialmente recibió un contrato pre-FEED para el proyecto Bonaparte FLNG en la costa norte de Australia. La primera fase del proyecto contempla una planta flotante de producción de GNL con una capacidad de 2 millones de toneladas métricas al año , y se esperaba una decisión final de inversión en 2014 y la puesta en marcha prevista para 2018. ^{[ 21 ]} Sin embargo, en junio de 2014, GDF Suez y Santos Limited decidieron detener el desarrollo. Parte de la decisión se debió a la percepción de que las capacidades a largo plazo de los yacimientos de gas norteamericanos, gracias a las tecnologías de fracturación hidráulica y al 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 cuenta con un único tren de licuefacción que puede producir 72 millones de pies cúbicos de GNL al día. ^{[ 22 ]}

El 4 de junio de 2018, Golar LNG anunció que su FLNG Hilli Episeyo había recibido la aprobación del cliente tras superar con éxito las pruebas de puesta en marcha en 16 días. El FLNG Hilli Episeyo prestará servicio a Parenco Cameroon SA en aguas camerunesas. El FLNG Hilli Episeyo fue diseñado por Black & Veatch y construido en el astillero Keppel de Singapur . ^{[ 23 ]}

Fortuna FLNG, cuya puesta en marcha está prevista para 2020, es propiedad de una empresa conjunta entre Ophir Energy y Golar LNG y se encuentra en desarrollo en Guinea Ecuatorial . Una vez operativa, se espera que produzca alrededor de 2,2 millones de toneladas de gas al año y que sea la primera planta flotante de GNL en operar en África. ^{[ 24 ]}

El traslado de la producción de GNL a un entorno marino presenta varios desafíos. En cuanto al diseño y la construcción de la instalación FLNG, 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 de seguridad adecuados y brindando mayor flexibilidad a la producción de GNL. ^{[ 25 ]}

Una vez que una instalación esté en funcionamiento, las olas del océano presentarán otro desafío. ^{[ 26 ]} Los sistemas de contención de GNL deben ser capaces de soportar los daños que pueden producirse cuando el oleaje y las corrientes marinas provocan el chapoteo en los tanques parcialmente llenos. Las transferencias de producto también deben lidiar con los efectos del viento, las olas y las corrientes en mar abierto. ^{[ 4 ]}

En el diseño se abordan soluciones para reducir el efecto del movimiento y las condiciones meteorológicas, y este debe ser capaz de soportar —e incluso reducir— el impacto de las olas. En este ámbito, el desarrollo tecnológico ha sido principalmente evolutivo en lugar de 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 han adaptado para permitir transferencias de GNL en aguas abiertas, y las soluciones basadas en mangueras para transferencias paralelas en mares más tranquilos y transferencias en tándem en condiciones más adversas están próximas a su implementación. ^{[ 27 ]}

Entre los combustibles fósiles , el gas natural es relativamente limpio. ^{[ 28 ]} También es abundante. ^{[ 29 ]} Podría satisfacer algunas de las necesidades energéticas mundiales al aprovechar el potencial de reservas de gas que de otro modo serían inviables (varias de las cuales se encuentran en la costa noroeste de Australia). ^{[ 30 ]} La tecnología FLNG también ofrece una serie de ventajas ambientales y económicas:

• Medioambiental: Dado que todo el procesamiento se realiza en el yacimiento de gas, no es necesario tender largos oleoductos hasta la costa. Tampoco se requieren unidades de compresión para bombear el gas a tierra, dragado ni construcción de muelles, ni la construcción en tierra de una planta de procesamiento de GNL, lo que reduce significativamente el impacto ambiental del proyecto. ^{[ 31 ]} Evitar la construcción también contribuye a preservar los entornos marinos y costeros. Además, la alteración ambiental se reduciría durante el posterior desmantelamiento de la instalación, ya que podría desconectarse y retirarse antes de su reacondicionamiento y reubicación en otro lugar.
• Económico: Donde bombear gas a tierra puede ser costoso, FLNG hace que el desarrollo sea económicamente viable. Como resultado, abrirá nuevas oportunidades de negocio para que los países desarrollen campos de gas marinos que de otro modo permanecerían aislados, como los de la costa de África Oriental. ^{[ 32 ]} FLNG también facilita evitar las complejidades que involucran a países vecinos donde las disputas harían que los gasoductos fueran vulnerables o impracticables, como en Chipre, Israel y Europa. Además, el GNL está ganando lentamente su papel como combustible de uso directo sin regasificación , con beneficios en costos operativos y mínima contaminación en el transporte por carretera, ferrocarril, aéreo y marítimo. ^{[ 33 ] [ 34 ]}

La instalación FLNG estará anclada directamente sobre el yacimiento de gas natural, desde donde transportará el gas a la instalación mediante tuberías ascendentes . ^{[ 35 ]} Al llegar a la instalación, el gas se procesará para producir gas natural, GLP y condensado de gas natural. El gas procesado se tratará para eliminar impurezas y luego se licuará mediante congelación antes de almacenarse en el casco del buque. Posteriormente, los buques de carga oceánica descargarán el gas natural licuado, así como otros subproductos líquidos, para su distribución a mercados de todo el mundo. ^{[ 36 ]}