África mira a FLNG para acelerar su carrera hacia el gas

El proyecto Tortue de BP recibió luz verde a fines del año pasado y estará en línea en 2022. (Imagen: BP)

Desde que se planteó por primera vez la idea de flotar el gas natural licuado (FLNG), el panorama del sector del petróleo y el gas ha cambiado drásticamente. Cuando Shell finalmente presionó el botón Ir para su proyecto Prelude FLNG en alta mar en Australia a mediados de 2011, el precio del petróleo estaba empujando $ 115 por barril. Cuando se entregó el primer gas a principios de este año, era menos de la mitad de lo que era en la decisión final de inversión (FID) ocho años antes, rondando los $ 55. Esa depreciación del precio ha hecho que muchos operadores potenciales tengan dudas sobre la tecnología.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) estima que África podría superar a Rusia como proveedor mundial de gas para 2040, demostrando la escala de oportunidades en caso de que se superen estos obstáculos. Para la región, se ha promocionado a FLNG como una forma potencialmente lucrativa de evitar instalaciones en tierra con todos los problemas asociados de planificación, seguridad y contenido local.

El primer proyecto de FLNG en África, Camerún GoFLNG de Golar, envió su primer envío en 2018, el Coral South FLNG de Eni está en construcción en Corea del Sur y Singapur y se espera que comience a producir en 2022, mientras que el proyecto Tortue de BP finalmente recibió la luz verde a finales del año pasado. y también se pondrá en línea en 2022.

Sin embargo, no hubo buenas noticias para Ophir Energy, quien finalmente se desconectó de su proyecto Fortuna FLNG en la costa de Guinea Ecuatorial. "La financiación de FLNG siempre es un desafío, dado que aún es una tecnología nueva, pero el principal problema con Fortuna era que los bancos no estaban dispuestos a respaldar un proyecto liderado por Ophir en lugar de a empresas petroleras establecidas como Eni o los proyectos de BP", Ed Cox , editor, global LNG en ICIS Energy, dice sobre la cancelación de Fortuna.

Desafíos para el crecimiento de FLNG
FLNG es parte de la solución para comercializar reservas de gas en África, pero dada la producción de todos los proyectos existentes y sancionados (Tortue de BP, Eni's Coral & Kribi en Camerún), solo será una parte menor del sector del gas en África, dice Cox. "Por ahora, las plantas de GNL convencionales y la generación de gas a energía, como en Nigeria y Ghana, continuarán desempeñando un papel importante en la monetización de las reservas de gas de África".

Aunque en la actualidad la participación del gas producido a través de FLNG en el mercado no es significativa, ha generado un interés considerable. Tiene varias ventajas a su favor. La inversión de capital inicial es menor y, con una construcción más rápida, ofrece a los operadores acceso a retornos de efectivo anticipados para equilibrar la inversión o invertir en mayor producción. Esto se evidencia en los FID tomados en Coral y Tortue.

Sin embargo, a pesar de estas ventajas, existen desafíos en el desarrollo de proyectos. El principal de ellos es el contenido local. Mientras que las instalaciones en tierra se construyen utilizando mano de obra y recursos locales, la construcción o la conversión de FLNG se realizan en suelo extranjero. Esto ha llevado a los gobiernos a impulsar los desarrollos en tierra, como Abadi (Indonesia), Greater Sunrise (Timor Leste / Australia) y Tanzania.

También está la cuestión de los campos apropiados para la tecnología. Según el informe Global FLNG Overview 2019 de Wood Mackenzie publicado a principios de este año, la reducción significativa en el gasto en exploración desde la caída del precio del petróleo en 2014 ha dado lugar a pocos descubrimientos nuevos de gas adecuados. Es probable que la falta de economía de escala limite los proyectos de FLNG a desarrollos remotos y de pequeña escala. Esto a menudo requiere que las instalaciones de FLNG se integren con la sección anterior del proyecto, lo que da como resultado proyectos de mayor complejidad y costo.

A pesar de estos desafíos, África está acogiendo una importante innovación de GNL, pero el éxito de estos proyectos requiere la colaboración entre operadores, proveedores y gobiernos anfitriones para navegar por un desafiante mercado de GNL para asegurar los acuerdos de extracción necesarios, mientras que los gobiernos anfitriones deben garantizar que Los regímenes no se convierten en barreras para la inversión.

El Coral South FLNG será el primer FLNG de aguas ultra profundas del mundo, que operará a una profundidad de 2,000 metros. Se espera que produzca alrededor de 3,4 millones de toneladas métricas de GNL por año. (Imagen: Eni)

Principios humildes
Todo comenzó para África con FLNG Hilli Episeyo, amarrado en la costa de Kribi, Camerún. La conversión de un petrolero de GNL en un FLNG, la optimización de la plataforma offshore de Sanaga 1 y la modificación de las instalaciones de tratamiento en tierra de Bipaga constituyen el núcleo de este proyecto.

Hilli Episeyo fue originalmente un transportador convencional de GNL de 125,000 metros cúbicos (m3) construido en 1975 antes de la conversión en el patio de Keppel en Singapur en 2015. Ahora está equipado con cuatro trenes de licuefacción, cada uno para producir entre 500,000 y 700,000 toneladas de GNL Por año con almacenamiento a bordo de 125.000 m3. Los transportadores de LNG con una capacidad de 70,000 a 175,000 m3 se pueden guardar, y la carga se lleva a cabo mediante tres brazos de transferencia a un caudal de 10,000 m3 por hora.

Récord como el primer buque FLNG convertido del mundo, Hilli Episeyo también es la primera y actualmente única unidad FLNG operativa de África. Produjo su primer GNL en el campo Sanaga en marzo de 2018 y envió su primer cargamento en mayo de ese año.

El segundo campo en línea será el campo Coral de Eni, descubierto en mayo de 2012 y ubicado en la costa de Mozambique dentro del Área 4. Contiene aproximadamente 450 mil millones de metros cúbicos (16 Tcf) de gas en su lugar. En octubre de 2016, Eni firmó un acuerdo con BP para la venta de todos los volúmenes de GNL producidos por el proyecto Coral South por un período de más de 20 años.

El FLNG operará a una profundidad de 2,000 metros y se espera que produzca alrededor de 3.4 millones de toneladas métricas de GNL por año. La construcción comenzó a principios de este año con el corte de acero para la torreta en Singapur. El otro componente principal del FLNG, los módulos superiores, se construirá en Corea del Sur en los astilleros de Samsung Heavy Industries. Según Eni, la construcción está prevista para comenzar a fines de este año y se espera que esté terminada para fines de 2021. Se espera que el primer gas se produzca en 2022.

(Imagen: Eni)

Y entonces, había tres
La unidad FLNG de África recibió un impulso a fines del año pasado cuando BP anunció el FID para la Fase 1 del desarrollo de Greater Tortue Ahmeyim. El proyecto producirá gas desde un sistema submarino de aguas ultra profundas y una embarcación de producción, almacenamiento y descarga flotante de media agua (FPSO), que procesará el gas y eliminará los componentes de hidrocarburos más pesados. Luego, el gas se transferirá a una instalación de FLNG en un innovador centro cercano a la costa ubicado en la frontera marítima de Mauritania y Senegal.

La instalación de FLNG está diseñada para proporcionar alrededor de 2.5 millones de toneladas métricas de GNL por año en promedio, con un total estimado de recursos de gas en el campo de aproximadamente 15 billones de pies cúbicos. El proyecto, el primer proyecto significativo de gas que llegó a FID en la cuenca, está previsto para proporcionar GNL para la exportación global, así como para hacer que el gas esté disponible para uso doméstico en Mauritania y Senegal.

La conversión del barco se llevaría a cabo en Singapur en el astillero Keppel, donde se convirtió el FLIG de Golar's Hilli Episeyo que ahora opera en alta mar en Camerún.

"Al sancionar el proyecto ahora, BP se está beneficiando de la deflación de costos sustanciales de los últimos años", dice Giles Farrer, director global de gas y GNL de Wood Mackenzie. “El valor real para el proyecto vendrá una vez que BP y su socio Kosmos avancen con la expansión de las instalaciones con las Fases 2 y 3 en rápida sucesión. Estos ofrecerán importantes economías de escala y un valor convincente ".

Todavía no hay información de BP, Kosmos o Golar sobre si las fases 2 y 3 conllevarán más FLNG.

"FID es otra señal de cuán optimista es el mercado de GNL", agrega Farrer. "Tortue es el tercer proyecto de GNL que se llevará a FID este año, y su sanción es la primera fase en el establecimiento de un nuevo centro de suministro significativo en la cuenca del Atlántico".

Una vez establecida la primera fase de Tortue, el próximo paso de BP en la región será desarrollar el área inmediatamente adyacente. "Solo estamos desarrollando la primera fase del gas, pero ya hemos identificado suficiente suministro de gas para las fases subsiguientes", dice Jasper Peijs, vicepresidente de exploración para BP África. "Una vez que se haya completado el paso uno, verás inmediatamente cómo configurar el paso dos en Greater Tortue".

"Luego, en el cercano bloque Cayar, está el descubrimiento Yakaar, que fue el descubrimiento de hidrocarburos más grande de la industria en 2017, alrededor de 12Tcf o dos mil millones de BOE", dijo Peijs. “Eso, junto con el descubrimiento de Teranga que Kosmos ya había hecho justo al este de eso, pone entre 30 y 50 Tcf de gas en su lugar. Eso no está probado todavía y requerirá una evaluación. Además, eso es justo en Senegal. En Mauritania hemos adquirido muchos datos sísmicos que han sido llevados hasta límites técnicos con un procesamiento de boutique y estoy seguro de que al norte del campo de gas de Tortue es muy probable que encontremos más gas que sea material y significativo, lo que nos obligaría a buscar en la posibilidad de un centro de gas del sur de Mauritania ".

¿Dónde queda para África FLNG?
Aparte de los campos en producción, hay otros sitios en el continente que pueden ser de interés. Una ubicación potencial es Tanzania, ya que la cuenca del Rovuma Gigante en Mozambique se extiende allí. Shell y Equinor tienen planes para desarrollar una planta de 10 mtpa de GNL para el 2026/2027. "Tal vez FLNG podría ser una opción potencial en el futuro", dice Cox. “Pero como hemos visto con el reciente ciclón en Mozambique, ubicar una planta de GNL en esa ubicación tendrá desafíos climáticos. Es por eso que Kribi y Tortue (Senegal / Mauritania) son lugares perfectos para los proyectos de FLNG debido a la naturaleza suave de los patrones climáticos a lo largo de la costa de África Occidental ".