浮体式液化天然ガス

浮体式液化天然ガス（FLNG）施設は、洋上天然ガス資源の開発において液化天然ガス（LNG）の生産、貯蔵、積み出しを行う浮体式生産貯蔵積出設備です。洋上天然ガス田の上に浮かぶFLNG施設は、LNG（場合によってはLPGやコンデンセートも）を生産、貯蔵、移送した後、タンカーによって市場に出荷されます。

液化天然ガス（LNG）産業の最近の発展により、従来型のLNG処理ユニット（またはトレイン）を海上に移転して、そうでなければ開発が経済的に成り立たない遠隔地の小規模ガス田を開発する必要が生じています。これらの新しいタイプのFLNG施設を使用することで、設備投資と環境への影響が削減されます。^{[ 1 ]}浮体式生産貯蔵積出設備（FPSO）とは異なり、FLNGは陸上LNGプラントと同様に本格的な深層処理も可能にしますが^{[ 2 ]}、設置面積は25%tに縮小されます。最初の3基のFLNGは2016年に建設されました。Prelude FLNG（Shell）、PFLNG1、PFLNG2（Petronas）です。

洋上LNG生産に関する研究は1970年代初頭から行われてきたが、実験開発に裏付けられた本格的な研究が始まったのは1990年代半ばになってからである。^{[ 3 ]}

1997年、モービルは、中央にムーンプールを備えた540フィート×540フィート（160m × 160m ）の大きな正方形構造に基づくFLNG生産コンセプトを開発しました。^{[ 4 ]} これは一般に「ドーナツ」として知られています。 モービルの提案は、年間740万立方メートル（2億6000万立方フィート）の原料ガスから年間600万トン（ 660万トン）のLNGを生産する規模で、構造物には25万立方メートル（6600万USガロン）のLNGと10万3000立方メートル（2700万USガロン）のコンデンセートを貯蔵する設備が設けられていました。^{[ 4 ]}         

1999年、シェブロン社と他の複数の石油・ガス会社が共同プロジェクトとして大規模な調査を委託した。 ^{[ 5 ]}これに続いて、EUと複数の石油・ガス会社が実施したいわゆる「Azure」研究プロジェクトが行われた。^{[ 6 ]}両プロジェクトとも、 LNG移送システムを備えた鋼鉄とコンクリート製の船体設計に貢献した。^{[ 3 ]}

ペトロブラスは2009年に、超深海サントス盆地のFLNGプラントの設計、調達、建設契約に関する提案を3つのコンソーシアムに提出するよう要請した。最終的な投資決定は2011年に予定されていた^{。[ 16 ]}

2010年11月現在 日本のインペックスは、ティモール海のマセラブロックにあるアバディガス田の開発にFLNGを使用する計画を立てており、2013年末までに最終投資決定を行う予定だった。^{[ 17 ]} 2010年後半、インペックスは操業開始を2年間延期して2018年にし、「第1段階」の生産能力を年間250万トン（以前提案されていた450万トンから）に削減した。^{[ 17 ]}

2010年11月現在 シェブロン社は、西オーストラリア州エクスマウス高原の沖合油田開発のためにFLNG施設を検討していた^{[ 18 ]。}2011年当時、エクソンモービルはFLNG開発に着手するための適切なプロジェクトを待っていた。^{[ 19 ]}

GASTECH 2011で同社のエンジニアが行ったプレゼンテーションによると、ConocoPhillipsは2016～2019年までに施設を実装することを目指しており、2011年の残りの期間に事前FEED調査を受ける設計の定量的リスク分析を完了したとのことである。^{[ 20 ]}

GDF Suez Bonaparteは、オーストラリアの石油・ガス探査会社Santos（40%）とフランスの多国籍エネルギー会社GDF Suez（60%）による合弁事業で、当初はオーストラリア北部沖合のBonaparte FLNGプロジェクトの事前FEED契約を受注した。プロジェクトの第1段階では、年間200万トンの生産能力を持つ浮体式LNG生産施設が計画されており、最終投資決定は2014年に予定され、2018年に操業開始が計画されていた。^{[ 21 ]}しかし、2014年6月、GDF SuezとSantos Limitedは開発を中止することを決定した。この決定の理由の一つは、水圧破砕技術による北米ガス田の長期的な生産能力と、ロシアの輸出能力の向上により、競争によって事業の収益性が悪影響を受けるという認識があったためである。^{[ 8 ]}

2016年10月、Exmar NVはBlack & Veatchが設計した施設の性能試験を実施した。この施設には、1日あたり7200万立方フィートのLNGを生産できる単一の液化トレインがある。^{[ 22 ]}

2018年6月4日、Golar LNGは、FLNG Hilli Episeyoが16日間の試運転で試験に合格し、顧客から承認を得たと発表した。FLNG Hilli Episeyoはカメルーンの海域でParenco Cameroon SAにサービスを提供する。FLNG Hilli EpiseyoはBlack & Veatchによって設計され、シンガポールのKeppel Shipyardで建造された。^{[ 23 ]}

2020年に稼働開始予定のフォルトゥナFLNGは、オフィール・エナジーとゴラーLNGの合弁会社が所有し、赤道ギニアで開発が進められている。稼働開始時には、年間約220万トンのガスを生産し、アフリカで初めて稼働するFLNGとなる見込みである。^{[ 24 ]}

LNG生産を洋上に移管するには、いくつかの課題があります。FLNG施設の設計と建設に関しては、従来のLNG施設のすべての要素を、適切なレベルの安全性を維持し、LNG生産の柔軟性を高めながら、およそ4分の1の面積に収める必要があります。^{[ 25 ]}

施設が稼働すると、海洋の波が別の課題となる。^{[ 26 ]} LNG貯蔵システムは、部分的に満たされたタンク内で海の波や潮流の動きによって発生する可能性のある損傷に耐えられる必要がある。製品の移送も、外洋での風、波、潮流の影響に対処する必要がある。^{[ 4 ]}

設計においては、波の衝撃に耐え、さらには軽減できる能力を備え、動きや天候の影響を軽減するための解決策が検討されている。この分野では、技術開発は革命的というよりはむしろ漸進的であり、現在オフショア石油生産やオンショア液化に適用されている技術を活用し、適応させている。例えば、従来のLNG積載アームは、外洋でのLNG移送を可能にするように改良されており、穏やかな海での並列移送と荒れた海でのタンデム移送の両方に対応するホースベースのソリューションが実用化に近づいている。^{[ 27 ]}

化石燃料の中で、天然ガスは比較的クリーンに燃焼する。^{[ 28 ]}また、豊富に存在する。^{[ 29 ]}従来は採算が取れなかったガス埋蔵量（北西オーストラリア沖合にいくつか存在する）の可能性を実現することで、世界のエネルギー需要の一部を満たすことができるかもしれない。^{[ 30 ]} FLNG技術は、環境面および経済面で多くの利点も提供する。

• 環境面 - すべての処理はガス田で行われるため、海岸まで長いパイプラインを敷設する必要はありません。また、ガスを海岸まで送るための圧縮装置、浚渫や桟橋の建設、陸上でのLNG処理プラントの建設も不要であり、これらすべてがプロジェクトの環境負荷を大幅に削減します。^{[ 31 ]}建設を避けることは、海洋および沿岸環境の保全にも役立ちます。さらに、施設の後の廃止時にも、改修して別の場所に再配置する前に切り離して撤去できるため、環境への影響は軽減されます。
• 経済面 – 陸上へのガス輸送が高額になる場合、FLNGは開発を経済的に実現可能にします。その結果、東アフリカ沿岸など、そうでなければ開発されないままになる沖合ガス田を開発する新たなビジネスチャンスが各国に開かれるでしょう。^{[ 32 ]} FLNGはまた、キプロス、イスラエル、ヨーロッパのように、紛争によってパイプラインが脆弱になったり非現実的になったりする近隣諸国との複雑な問題を回避するのにも役立ちます。さらに、LNGは、道路、鉄道、航空、海上輸送において、運用コストと汚染の最小化という利点から、再ガス化なしの直接使用燃料として徐々にその役割を獲得しています。^{[ 33 ] [ 34 ]}

FLNG施設は天然ガス田の真上に係留され、ライザーを通してガス田から施設へガスが送られます。^{[ 35 ]}施設に到着したガスは処理され、天然ガス、LPG、天然ガス凝縮液が生成されます。処理された供給ガスは不純物を取り除くために処理され、凍結によって液化されてから船体に貯蔵されます。その後、外航船が液化天然ガスとその他の液体副産物を陸揚げし、世界中の市場に配送します。^{[ 36 ]}